552,74 KB - Energistyrelsen

Scenarier for danske drivhusgas 

reduktionstiltag i 2020 og 2050 

Mikkel T. Kromann, Helene Sneftrup Fleischer 

COWI A/S 

Februar 2008 

ISBN: 978-87-7844-724-1

Indhold 

FORORD 5 

SAMMENFATNING OG KONKLUSIONER 7 

SUMMARY AND CONCLUSIONS 13 

1 METODE 19 

1.1 MODELLENS FORMÅL OG BEGRÆNSNINGER 19 

1.2 FORTOLKNING AF TILTAGENES REDUKTIONSOMKOSTNINGER 20 

1.3 TEKNOLOGIER ERSTATTER HINANDEN 21 

1.4 BEREGNINGSMETODE 22 

1.4.1 Det anvendte omkostningsbegreb 22 

1.4.2 Betydning af EU's CO2-kvotemarked (ETS) 

1.5 MODELOPBYGNING 

24 

25 

1.5.1 Teknologidata 25 

1.5.2 Energibesparelser 26 

1.5.3 Kraft- og varmeproduktion 26 

1.5.4 Transport 27 

1.5.5 Øvrige emissioner 28 

1.5.6 Opstrøm elproduktion og emissioner 28 

1.6 LITTERATUR 28 

2 TILTAG I 2020 30 

2.1 BASISFREMSKRIVNING OG TILTAG UDEN FOR ENERGI OG TRANSPORT 30 

2.1.1 Energisektoren 31 

2.1.2 Basisfremskrivning for transportsektoren 32 

2.2 BIOMASSEIMPORT SCENARIUM 33 

2.2.1 Antagelser og resultater for transportsektoren 34 

2.2.2 Antagelser og resultater fra energisektoren 37 

2.2.3 Samlede reduktioner og omkostninger 38 

2.3 SCENARIE 2: CCS 39 

2.3.1 Antagelser og resultater i transportsektoren 40 

2.3.2 Antagelser og resultater i energisektoren 40 


2.4 SCENARIE 3: HVERKEN CCS ELLER BIOMASSEIMPORT 42 

2.4.1 Antagelser og resultater i transportsektoren 42 

2.4.2 Antagelser og resultater i energisektoren 42 


2.5 FØLSOMHEDSANALYSER 44 

2.5.1 Samfundsøkonomisk afkastkrav 44 

2.5.2 Energipriser 45 

2.5.3 Levetid for batterier til el- og plugin-hybrid biler 46 

2.5.4 Beregningsmæssig varmevirkningsgrad 47 

2.5.5 Omkostninger og effektivitet af CCS 48 

2.5.6 Indregning af skatteforvridningstab 48 

2.5.7 Biomasse til biler eller kraftvarme? 49 

2.6 DISKUSSION 2020 49 

2.7 LITTERATUR 50 

3 TILTAG I 2050 52 

3

3.1 BASISFREMSKRIVNING 52 

3.1.1 Basisfremskrivningens forudsætninger og resultater 52 

3.1.2 Teknologier i 2050 55 

3.2 PESSIMISTISK SCENARIUM: CCS OG INDENLANDSK BIOMASSE 56 

3.2.1 Antagelser og resultater for transportsektoren 57 

3.2.2 Antagelser og resultater for energisektoren 59 


3.3 OPTIMISTISK SCENARIUM: VE, CCS OG IMPORT AF BIOMASSE 61 

3.3.1 Antagelser og resultater transportsektoren 62 

3.3.2 Antagelser og resultater energisektoren 64 


3.4 FØLSOMHEDSANALYSER 66 

3.4.1 Levetid for batterier til elbiler og plug-in hybridbiler 66 

3.4.2 Varmepumper i central kraftvarmeproduktion 67 

3.4.3 Varmepumper i central kraftvarme og mere vindpotentiale 68 

3.5 DISKUSSION 2050 70 

3.6 LITTERATURLISTE 72 

Bilag A: Anvendte forkortelser 

Bilag B: Fremskrivning af energiforbrug i basisscenariet for 2050 

Bilag C: Teknologidata, energi 

Bilag D: Teknologidata, transport 

Bilag E: Beregningsmetode for statsfinansielle effekter og skatteforvridning 

Bilag F: Enhedsomkostninger og potentialer for scenariernes tiltag

Forord 

Denne rapport er forfattet af projektleder Mikkel T. Kromann og Helene Sneftrup 

Fleischer, COWI A/S, på opdrag af Miljøstyrelsen i perioden juli 2007 til december 

2007 og af Energistyrelsen fra januar 2008. Kaj Jørgensen, RISØ, har venligst bidraget 

med data om alternative transportteknologier. Projektet er afsluttet 7. februar 

2008. 

Projektet har været fulgt af en følgegruppe med repræsentanter fra Miljøstyrelsen, 

Energistyrelsen og Finansministeriet. 

Konsulentrapporten er udarbejdet af COWI, som er eneansvarlig for eventuelle fejl 

og mangler mv. samt for rapportens metode, analyser, vurderinger og konklusioner. 

5

Sammenfatning og konklusioner 

Hvordan kan Danmark nå ambitiøse drivhusgasreduktioner i 2020 og 2050? 

Denne rapport beskriver en række reduktionstiltag i 2020 og 2050, som kan formindske 

de danske udledninger af drivhusgasser med op til 58 procent i 2020 og op 

til 73 procent i 2050 set i forhold til 1990-udledningerne. De årlige omkostninger 

til disse reduktionsniveauer svarer til 0,6 procent henholdsvis 0,8 procent af danskernes 

indkomst i 2020 og 2050. Mange af reduktionerne kan med fordel ske i 

fremstillingen af el og varme. Men nye teknologiske muligheder inden for transportsektoren 

som f.eks. brint-, hybrid og elbiler kan måske også være lovende og 

betydelige kilder til yderligere reduktioner. I alle tilfælde er tiltag i transportsektoren 

nødvendige for at nå reduktionsmålsætninger i denne størrelsesorden. 

Baggrund og formål 

Formålet med dette projekt er, i forlængelse af COWIs scenarieanalyser af ambitiøse 

reduktionsmålsætninger for 2020 og 2050 ("Klima 2050 - supplerende analyser 

for Danmark"), at analysere konkrete reduktionstiltag i energi- og transportsektoren 

i detalje. For hvert enkelt tiltag beregnes både et potentiale og en enhedsomkostning. 

Ved at rangordne tiltagene efter enhedsomkostning kan der angives en omkostningseffektiv 

sammensætning af tiltag for et givet ønske om reduktioner på 

dansk jord. Denne rangordning kan sammenfattes i en såkaldt marginal reduktionsomkostningskurve. 

Den anvendte metode resulterer i et "øjebliksbillede" af en række forskellige tiltag, 

som ikke nødvendigvis er optimeret i forhold til hinanden, og hvor "rækkefølgen" 

kan spille ind. En anden væsentlig problemstilling i fortolkningen af resultaterne er 

forudsætninger om, hvilke teknologier i basisfremskrivningen et givet tiltag erstatter. 

Basisfremskrivningen af bruttoenergiforbrug og produktion af kraft og varme 

samt emissioner og omkostninger herved tager for energiforbrugets vedkommende 

udgangspunkt i Energistyrelsens seneste fremskrivninger fra december 2007. 

Analysen tager højde for begrænsninger i ressourcerne for forskellige typer vedvarende 

energi (f.eks. vindpotentialer, anvendelse af indenlandsk biomasse, energibesparelser 

osv.) sådan at de samme ressourcer kun kan anvendes én gang. Analysen 

beregner reduktionsomkostninger for alle tiltag inden for energi og transport konsistent 

givet valgte energipriser, samfundsøkonomisk kalkulationsrente mv. For tiltag 

uden for transport og energi benyttes estimater fra ovennævnte scenarieanalyser. 

Til grund for analysens beregninger anvendes den seneste Energifremskrivning, 

"Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet", samt "Teknologikataloget 

for kraft og varmeproduktion" fra Energistyrelsen. Endvidere er 

benyttet data og resultater fra projektet "Alternative drivmidler" udført af COWI og 

RISØ for Energistyrelsen. 

Baggrunden for projektet er blandt andet et studie udført for Nordisk Ministerråd af 

COWI og PROFU A/B om ambitiøse reduktionsmålsætninger i 2020 og 2050. 

Denne analyse viste, at de nordiske lande kan gennemføre ambitiøse reduktionsmål 

på 15-30 procent i 2020 og 60-80 procent i 2050 af emissionerne i 1990 til omkostninger 

under eller omkring 1 procent af BNP (bruttonationalproduktet). 

7

Undersøgelsen 

Projektet er udført som konsulentarbejde af Mikkel T. Kromann, Helene Sneftrup 

Fleischer og Jacob Krog Søbygaard, COWI, med assistance omkring transportteknologier 

fra Kaj Jørgensen, RISØ. 

Konsulentrapporten er udarbejdet af COWI, som er eneansvarlig for eventuelle fejl 

og mangler mv. samt for rapportens metode, analyser, vurderinger og konklusioner. 

Hovedkonklusioner 

Projektets første hovedkonklusion er, at der i Danmark i 2020 er potentialer til at 

gennemføre ambitiøse reduktionsmålsætninger på op til 58 procent af 1990udledningerne. 

Disse reduktioner kan nås ved en væsentlig forøgelse af import eller 

indenlandsk produktion af biomasse (biomassescenarium). En lidt mindre reduktion 

kan alternativt nås ved udstrakt brug af separering af CO2 fra kraftværker og 

efterfølgende lagring i undergrunden (CCS scenarium, som står for Carbon Capture 

and Sequestration) eller ("hverken-eller" scenarium, hvor hverken ekstra biomasse 

eller CCS er en mulighed) ved udnyttelse af de indtil nu udpegede placeringer af 

nye havvindmølleparker, varmepumper, el, brint og hybridteknologier i transportsektoren, 

samt erstatning af kul med gas i den centrale kraftvarmeproduktion. 

I 2050 kan der – med de belyste teknologier og tiltag – gennemføres indenlandske 

ambitiøse reduktionsmålsætninger på mellem 53 og 73 procent i forhold til 1990, 

hvis der både kan tilvejebringes betydelige yderligere mængder af biomasse, samt 

at CCS finder anvendelse i vid udstrækning. Omkostningerne til danske reduktioner 

i denne størrelsesorden vil være mellem 0,5 og 0,8 procent af BNP i 2050. 

Projektets anden hovedkonklusion er, at en stor andel af de omkostningseffektive 

danske tiltag i 2020 findes i den kvotebelagte sektor. For reduktionsmål på mellem 

30 og 50 procent i forhold til 1990 findes skønsmæssigt mellem 2/3 og 3/4 af reduktionerne 

i den kvotebelagte sektor. For reduktionsmål over 50 procent falder 

andelen af tiltag i den kvotebelagte sektor, men udgør dog godt halvdelen af reduktionerne. 

Dette afspejler, at reduktioner i f.eks. transportsektoren ikke er de mest 

omkostningseffektive. 

Projektets tredje hovedkonklusion er, at transportsektoren er et vigtigt element i 

imødekommelsen af ambitiøse danske klimamålsætninger. Teknologier som brint, 

el og hybridbiler synes ved første øjekast kun at kunne finde behersket anvendelse, 

fordi de er relativt dyre per reduceret ton. Men specielt med forbedringer i batteriteknologi 

synes disse transporttiltag på lidt længere sigt at kunne levere ganske 

betydelige reduktionspotentialer til fordelagtige omkostninger. 

Hvilke reduktionsmuligheder findes i Danmark i 2020? 

I analysen er tre scenarier for 2020 undersøgt: 

• Et biomassescenarium med en stor forøgelse af biomasseforbruget 

• Et CCS-scenarium med intensiv anvendelse af CCS 

• Et hverken-eller-scenarium, hvor hverken øget anvendelse af biomasse eller 

CCS kan finde sted.

Analyserne af tiltag i 2020 viser, at reduktionspotentialet i biomassescenariet er 4 

til 5 procentpoint større end de to øvrige scenarier. Det skyldes at den øgede tilgang 

af biomasse tænkes anvendt til erhvervenes proces- og rumvarme. Uden betydelige 

mængder biomasse er det vanskeligt at pege på andre tiltag, som kan frembringe 

væsentlige reduktioner fra denne kilde. De samlede omkostninger i biomassescenariet 

er 0,63 procent af BNP i 2020 (svarende til 12,7 milliarder kroner) ved 

en reduktion på 57,6 procent i forhold til 1990. De mindst omkostningseffektive 

reduktioner er dog ganske dyre. Ved en reduktionsmålsætning på 50 procent i forhold 

til 1990 er omkostningen således kun 0,27 procent af BNP i 2020 svarende til 

5,3 milliarder kroner. 

I CCS-scenariet og "hverken-eller"- scenariet kan der kun nås en dansk reduktion 

på 53,4 procent henholdsvis 52,3 procent af 1990 emissionerne. Dette sker til en 

omkostning på 0,62 procent henholdsvis 0,60 procent af BNP. I begge disse scenarier 

kan en reduktionsmålsætning på 50 procent imødekommes til en omkostning 

på 0,4 procent af BNP, svarende til 7,8 milliarder kroner. De væsentligste tiltag i 

disse scenarier er hhv. CCS på kulværker, eller overgang fra kul til naturgas i hverken-eller-scenariet. 

Det skal bemærkes, at der i alle tre scenarier anvendes biogas, varmepumper, land- 

og havvindmøller, hybridbiler, samt brintbusser og -lastbiler. Det kan altså konkluderes, 

at en gennemførsel af disse tiltag vil medføre relativt ambitiøse danske reduktioner 

i 2020, selv uden CCS eller biomasseimport. Gennemførelsen af mange 

af disse tiltag er dog betinget af energisystemmæssige forhold, som – givet projektets 

rammer – ikke er undersøgt til bunds i dette projekt. 

Hvilke reduktionsmuligheder findes i Danmark i 2050? 

I 2050 kan der med relativt pessimistiske antagelser omkring de valgte teknologier 

reduceres 53 procent af drivhusgasemissioner i forhold til 1990-niveauet. Omkostninger 

forbundet hermed udgør 0,50 procent af BNP. Med relativt optimistiske 

antagelser kan der reduceres op til 73 procent af drivhusgasemissionerne i forhold 

til 1990-niveauet. Omkostninger hertil er 0,76 procent af BNP. 

Analyserne af 2050 tyder på, at det er relativt nemt at finde på omkostningseffektive 

og klimavenlige erstatninger til fossilvarmeproduktion. I modsætning hertil er 

det noget vanskeligere at finde billige, klimavenlige elproduktionsteknologier. Det 

skyldes, at økonomien i CCS-anlæg i høj grad hviler på en opadtil begrænset varmeafsætning, 

og at hverken solceller eller bølgekraft synes at have økonomi eller 

potentiale til at imødekomme en øget elefterspørgsel fra elektrificeringen af transportsektoren. 

Den mest oplagte mulighed er at forøge havvindmøllepotentialet 

f.eks. ved at tillade havvindmøller tæt på kysterne. Herved kan omkostningen ved 

en 73 procent reduktion falde til 0,61 procent af BNP. Heri er ikke medregnet, at 

møller tættere på land typisk er billigere at bygge, men heller ikke evt. øgede systemintegrationsomkostninger, 

visuelle gener mv. Det er vanskeligt at øge reduktionspotentialet 

yderligere, idet hele energisektoren er omlagt til klimavenlig produktion. 

Af disse grunde kan energispareindsatsen ud fra en klimapolitisk synsvinkel formentlig 

med fordel fokuseres på (1) elefterspørgslen generelt, og (2) at begrænse 

industriens procesvarmebehov, da en stor del af den importerede biomasse anvendes 

her. I så fald kan biomassen anvendes til klimavenlig elproduktion eller til 

biobrændstoffer i stedet. 

9

Den stigende elefterspørgsel samt et nyt, elbaseret transportsystem kombineret med 

et faldende varmeforbrug får ratioen mellem el- og varmebehov til tippe mod el. 

Dette er en klimapolitisk udfordring for kraftvarmesektoren, fordi det generelt er 

relativt dyrt at producere klimavenlig strøm sammenlignet med klimavenlig varme. 

Hvad er transportsektorens rolle? 

I alle tre 2020 scenarier spiller transportsektoren en væsentlig rolle i at nå reduktioner 

på over 45 procent Disse reduktioner nås fortrinsvis via plugin-hybridbiler, 

men også elbiler og anvendelse af brint til busser og lastbiler spiller en rolle. Reduktioner 

i transportsektoren er, givet de bagvedliggende antagelser, meget dyre – 

typisk over 700 kr./ton. Langt det meste af denne omkostning skyldes omkostninger 

til udskiftning af batterier i plugin-hybridbiler. 

Det er skønnet, at batteriernes levetid i plugin-hybridbiler betyder at disse skal 

udskiftes to gange i køretøjets 13-årige levetid. Dette skøn er imidlertid behæftet 

med stor usikkerhed, da batterier i disse år undergår en kraftig teknologisk udvikling. 

En følsomhedsanalyse viser, at reduktionsomkostningen falder fra mellem 

800 til 1.600 kr./ton til mellem 0 og 500 kr./ton, hvis de kun skal skiftes én gang. 

Dette betyder, at de totale reduktionsomkostninger ved en 50 procent dansk reduktion 

falder med 10-15 promillepoints ned til mellem 0,2 og 0,3 procent af BNP. 

Dette svarer til et fald i reduktionsomkostningerne for denne reduktion på 1 til 2 

milliarder kroner per år. Selvom disse resultater er forbundet med store usikkerheder, 

viser de at forbedringer i batteriteknologi til plugin-hybridbiler kan være af 

stor værdi selv for den nære fremtids klimapolitik. 

Hvilken type omkostninger og potentialer er der regnet på? 

Reduktionsomkostninger defineres i denne analyse som tiltagenes ekstra årlige 

teknologiomkostninger (anlægs-, drifts- og vedligeholdelsesomkostninger) samt 

ændrede brændselsomkostninger i forhold til de samme typer omkostninger i basisfremskrivningens 

teknologivalg. Alle omkostninger er omregnet fra faktorpriser til 

markedspriser med nettoafgiftsfaktoren for indenlandske varer (1,17) hvor det er 

relevant. Dette tillægges tiltagets eksternalitetsomkostninger/gevinster fra ændrede 

luftemissioner (partikler, NOx, og SO2). Der er ikke indregnet øvrige eksternaliteter 

såsom støjomkostninger, lugtgener, sundhedsomkostninger, trængselsomkostninger 

i trafikken og andre. 

For hvert scenarium beregnes såkaldte langsigtsmarginalomkostninger for de belyste 

teknologier for scenariets pågældende år. Herved gives et øjebliksbillede af det 

tænkte scenarium, men ingen redegørelse for det investeringsforløb som har ført til 

det. Det er forskellen i langsigtsmarginalomkostninger der danner udgangspunkt 

for beregningen af de ekstra årlige teknologiomkostninger. 

Inden for projektets rammer har det ikke været muligt at analysere afledte omkostninger 

til selve virkemidlerne, dvs. de instrumenter (administrative tiltag, subsidier, 

afgifter mv.) der skal gennemføres for at forbrugere og virksomheder rent faktisk 

vælger mere klimavenlige teknologier. De udeladte effekter dækker over forvridningsomkostninger 

i økonomien hos virksomheder og forbrugere, hvis adfærd påvirkes 

af ændrede relative priser mv. (f.eks. skatteforvridningstab). 

Der er heller ikke foretaget egentlige systemanalyser af indpasning af brintproduktion, 

vindkraft, varmepumper, mikrokraftvarme mv. Eventuelle ekstra omkostninger 

hertil er således ikke inddraget i analysen. Inden for projektets rammer har det

heller ikke været prioriteret at analysere, hvorvidt det ekstra forbrug af biomasse 

forringer Danmarks reduktionsmuligheder gennem såkaldte "sinks" (CO2-optag i 

f.eks. nyplantede skove). 

Med de til rådighed stående data samt projektets øvrige rammer har det ikke været 

muligt at beskrive tiltag inden for energibesparelser ud fra samme metode som de 

øvrige tiltag, dvs. med en specifik omkostning og potentiale. I den udstrækning 

energibesparelser er en omkostningseffektiv metode at nedbringe udslippet af drivhusgasser, 

giver dette anledning til en overvurdering af omkostningerne ved at nå 

de i analyserne angivne målsætninger. 

Angående data for transportteknologier har det ikke ligget inden for projektets 

rammer at fremskaffe detaljerede data for omkostninger ved forskellige typer 

drivmidler for 2050. I stedet er anvendt samme datasæt som for analyserne af 2020. 

Dette er søgt afhjulpet med flere følsomhedsanalyser, men giver anledning til at 

skønnet for potentialer og omkostninger for transportsektoren er meget konservativt 

for 2050 sammenlignet med 2020. 

Med projektets rammer og de anvendte antagelser, særligt omkring biomassepotentialer, 

har det ikke været oplagt, hvilke reduktionstiltag der kan begrænse udledninger 

fra bane-, luft- og søtransport Disse sektorers emissioner udgør 5,5 millioner 

tons CO2-ækvivalenter svarende til 7,7 procent af Danmarks 1990-emissioner, og 

er altså ikke underlagt reduktioner i dette projekt. 

11

Summary and conclusions 

How much can the Danish greenhouse gas emissions be reduced? 

This report describes a number of greenhouse gas reduction measures in 2020 and 

2050, which can reduce the Danish emissions of greenhouse gases with up to 53 

per cent in 2020 and up to 73 per cent in 2050. The annual costs of these measures 

amount to between 0.6 and 0.8 per cent of GDP. From a cost-efficiency point of 

view, most of the reductions should be undertaken in the production of electricity 

and heat. But new technological possibilities within transportation technologies, 

e.g. hydrogen, hybrid and electric vehicles, could also be promising and significant 

sources of further reductions. In any case, measures within transportation are necessary 

to reach reductions in this order of magnitude. 

Background and purpose 

Extending COWI's and other earlier analyses of ambitious reduction targets for 

2020 and 2050, the purpose of this project is to analyse specific reduction measures 

within energy and transport in detail. For each measure, both a reduction potential 

and a unit reduction cost is calculated. By ranking these measures by unit cost, a 

cost-efficient composition of measures can be described for any given target for 

Danish reductions. This ranking can be summarised in a so-called Marginal Abatement 

Cost curve. 

The applied method results in a "snapshot" of a number of different measures that 

are not necessarily cost-optimised with respect to interdependencies, and where the 

order of the effectuation of the measures may influence the potential and cost of 

each measure. Another problem related to the interpretation of the results are the 

assumptions regarding which technology in the baseline projection is replaced by 

which measure. The baseline projection of gross energy consumption and production 

of heat and electricity is based on the latest projection from December 2007 by 

the Danish Energy Agency. 

The analysis takes into account the scarceness of different resources which are 

shared between different reduction measures. This could be e.g. wind potentials, 

electricity demand, or the amount of available biomass, such that the same resources 

are used only once. The analysis calculates the unit cost of energy and 

transport measures consistently by using the same set of energy prices, return requirements 

etc. For measures outside energy and transport, a set of potential and 

unit costs from the above mentioned analysis is used. 

The data sources used for the analysis were the latest "Projection of energy production 

and demand", "Guidelines for socio-economic analysis within the energy sector", 

and "Energy technology data sheets" from the Danish Energy Agency (DEA). 

For transportation technologies, a project by COWI and RISØ National Laboratories 

on alternative fuels for transportation commissioned by DEA was used. 

The background of the project is – among others – a study commissioned by the 

Nordic Council of Ministers by COWI and PROFU A/B, on ambitious reduction 

targets for 2020 and 2050 of 15 to 30 per cent and 60 to 80 per cent relative to 

1990 emissions. This analysis showed that the costs of such reductions could be as 

low as 1 per cent of GDP. 

13

The analysis 

The analysis was prepared as consultancy work by Mikkel T. Kromann, Helene 

Sneftrup Fleischer and Jacob Krog Søbygaard, COWI, with assistance on transport 

technologies by Kaj Jørgensen, RISØ National Laboratories. 

This consultant report was prepared by COWI, which bears the full responsibility 

for possible errors and omissions, as well as for the applied method, analyses, estimates 

and conclusions. 

Main conclusions 

The first main conclusion is that Danish potentials for ambitious reduction targets 

up to 58 per cent relative to 1990 emissions are available. This reduction can be 

reached by significantly increasing the import or domestic production of biomass 

(the biomass scenario). Alternatively, a slightly smaller reduction can be achieved 

by a widespread adoption of Carbon Capture and Separation (the CCS scenario), or 

(in the neither-nor scenario) by full utilisation of offshore wind farm potentials, 

heat pumps, electric, plugin-hybrid and hydrogen technologies in the transport 

sector, as well as substitution of coal by natural gas in the centralised production of 

electricity and heat. 

Given the analysed measures reductions targets in the range of 53 to 73 per cent 

relative to 1990 can be achieved given the analysed measures. The latter target 

requires that a significant amount of biomass is made available by import or domestic 

production, while at the same time Carbon Capture and Sequestration is 

widely used. The annual costs of such reductions will then be in the range of 0.5 to 

0.8 per cent of GDP. 

The second main conclusion is that a large part of the most cost-efficient measures 

are found within the sectors included in the European Emission Trading System 

(EU-ETS). For Danish reductions in the range of 30 to 50 per cent of 1990 emissions, 

the analyses suggest that between two thirds and three quarters of the most 

cost-efficient Danish measures are found within the EU-ETS. For more ambitious 

reductions, where less efficient measures (e.g. in transport) are used, this figure 

approaches half the Danish measures, when the reduction target approaches 50 per 

cent of 1990 emissions, 

The third main conclusion is that the transport sector is an important element for 

compliance with such ambitious Danish reduction commitments for 2050. Technologies 

such as electric and hybrid vehicles seem at a first glance to be of only 

limited importance due to their relatively expensive unit reduction costs. However, 

with improvements in battery technology, in particular with respect to costs and 

lifetime, these technologies may provide significant potentials for relatively cheap 

reductions.

What are the Danish reduction measures in 2020? 

Three scenarios are analysed for 2020: 

• A biomass scenario, with a significant Danish import of biomass 

• A CCS scenario with extensive use of Carbon Capture and Sequestration 

• A neither-nor scenario, without biomass import or CCS as options. 

The analyses of the measures in 2020 show that the reduction potentials in the 

biomass scenario is 4 to 5 percentage point larger than the other two scenarios. 

This is so because the increased potential for biomass use can be used for industrial 

room and process heat purposes. Without biomass it is difficult to find measures 

for this sector. The total costs in the biomass scenario is 0.63 per cent of GDP 

(equivalent to 12.7 billion DKK) with a reduction of 57,6 % relative to 1990. This 

cost falls to 0.27 per cent of GDP, or 5.3 billion DKK when using a reduction target 

of 50 % relative to 1990. 

In the CCS and "neither-nor" scenario the possible reduction targets are 53.4 and 

52.3 per cent relative to 1990. These targets can be achieved at a cost of 0.60 and 

0.62 per cent of GDP respectively. In both scenarios a reduction target of 50 % can 

be achieved at a cost of 0.4 per cent of GDP, equivalent to 7.8 billion DKK. The 

most important measures is CCS at coal plants in the former scenario, and substitution 

from coal to natural gas in the latter scenario. 

It can be noted that biogas, heat pumps, onshore and offshore wind mills, pluginhybrid 

cars and hydrogen busses and lorries are used in all three scenarios. It can 

be concluded that significant reductions can be achieved even without significant 

use of biomass or CCS. The implementation of many of these measures is, however, 

dependent on complex energy system relations, which have not been within 

the scope of this project to analyse. 

What are the Danish reduction measures in 2050? 

For 2050 two scenarios have been analysed: A pessimistic scenario with limited 

availability of biomass and limited options for CCS; and an optimistic scenario 

with rather large availability of biomass and ample opportunities for using CCS. 

In the pessimistic scenario the largest reduction possible is 53 per cent relative to 

the 1990 level. The annual cost associated with this reduction is 0.5 per cent of 

GDP. In the optimistic scenario the largest possible reduction is 73 per cent relative 

to the 1990 level. The annual cost associated with this reduction is 0.8 per cent of 

GDP. 

The analyses of 2050 suggest that it is relatively easy to find cost-efficient measures 

for replacement of fossil heat production, while climate-friendly replacement 

of electricity production is not as straightforward. This is so because the economics 

of CCS to a large extent rely on a limited demand for district heating, and that neither 

photo-voltaic solar power nor wave power seem to have the cost-efficiency or 

the potential to meet a significantly increased demand for climate-friendly power 

production. Further, this demand is also fuelled by an increasing use of electricity 

in the transport sector. 

One option for increasing the supply of climate-friendly power production is to 

increase the potential for offshore wind power by allowing installations much 

closer to the shore. In this case the cost of an 73 per cent reduction may fall to 0.61 

15

per cent of GDP. In this estimate, neither the lower cost of installation nor the increased 

system integration cost of more windmills has been assessed. 

From a climate policy point of view, these conclusions suggest that energy-saving 

policies are concentrated around (1) electricity rather than heating, and (2) industry 

demand for process and room heating, which cannot easily be produced using CCS 

technologies, thereby instead using scarce biomass resources which could be used 

for electricity generation. 

The increase in the electricity demand by 2050, as well as a transportation system 

increasingly dependent on electricity, combined with a decreasing demand for 

heating, shifts the ratio between electricity and heat demand towards electricity. 

This is a challenge to climate policy because, in general terms, it is cheaper to 

produce climate-friendly heating compared to electricity. 

What is the role of the transport sector? 

In all three scenarios for 2020, the transport sector has an important role in reaching 

reduction at more than 45 per cent. These reductions are found mostly by increasing 

the use of plugin-hybrid cars, but also the use of hydrogen for buses and 

trucks. Reduction measures in the transport sector are typically expensive, more 

than 700 DKK/ton. In the case of electric cars and plugin-hybrids, most of this cost 

is caused by the extra cost and short lifetime of batteries. 

It has been assumed that the lifetime of the batteries means that these must be replaced 

once in the lifetime of a plugin-hybrid car. With the current vibrant technological 

development in battery technologies, it is also possible that batteries would 

not need replacement by 2020. In this case the reduction cost of plugin-hybrid cars 

falls from between 800 to 1,600 DKK/tonne to 0 to 500 DKK/tonne. This means 

that the total annual reduction cost of a 50 per cent Danish reduction in 2020 costs 

would fall by 0.10 to 0.15 per cent points to approximately 0.2 to 0.3 per cent of 

GDP. This is equivalent to 1 to 2 billion DKK annually. Although these results are 

quite uncertain, they demonstrate that developments in battery technology can be 

of great value to the climate policy of even the near future. 

Which methodology has been used in the analysis? 

The reduction costs is defined as the increase in the annual technological costs 

(capital, maintenance and operation) as well as fuel costs relative to the same costs 

from the replaced technology in the base projection. All costs are inflated from 

factor to market prices using a representative duty factor of 1.17 where relevant. 

Added to this is the net externality cost of the measure caused by changed emissions 

of particles, NOx and SO2. There has been no correction for other externalities 

such as e.g. noise, smells, congestion or health effects besides aforementioned 

air pollution. 

Thus in each scenario the so called long run marginal costs of the analysed technologies 

are calculated. Hereby "snapshots" is provided for the illustration of each 

scenario. An explanation of the dynamic path of investments towards the snapshot 

is not provided. Only the difference in long run marginal costs is provided as an 

illustration of the cost of each measure. 

It has been outside the scope of the project to analyse indirect costs of the instruments 

driving the implementation of the measures (e.g. taxes, subsidies, adminis-

trative changes). The effects not analysed covers firms' and consumers' losses from 

economic distortions caused by the changed behaviour and altered relative prices 

(e.g. the tax distortion loss wedge). 

For the same reason, no system analyses of the interdependency of hydrogen, wind 

power, heat pumps, micro CHP and power and heat network has been undertaken, 

although appropriate assumptions has been selected with some care. It has also 

been assumed that the increased use of biomass does not interfere with measures 

within Land Use Change and Forestry. 

Given the available data, as well as other limitations of the project, it has not been 

possible to describe energy-saving measures using the same methodology as applied 

for the other measures, i.e. with a specific unit cost and reduction potential. 

To the extent that energy savings are cost-efficient reduction measures, this will 

cause an overestimation of the total costs of reaching the analysed reduction targets. 

Regarding data for transport technologies it has not been within the scope of the 

project to create detailed cost data for different transport technologies in 2050. 

Instead, the cost dataset for 2020 has been applied. The effect of this has been illustrated 

with certain sensitivity analyses. These show that the cost estimate for measures 

within transport is probably rather conservative for 2050. 

With the available biomass it has not been obvious which reduction measures could 

be applied within rail, sea and air transport. These sectors' emissions constitute 5.5 

million tonnes of CO2 equivalents, or 7.7 per cent of the Danish 1990 emissions, 

which are not subject to reductions in this project. 

17

1 Metode 

1.1 Modellens formål og begrænsninger 

Den udviklede regnearksmodel i dette projekt har til formål at give et overordnet 

bud på hvilke teknologier og tiltag – forstået som en klimavenlig teknologi der 

erstatter en anden mindre klimavenlig teknologi – der kan anvendes til danske reduktioner 

af drivhusgasser. Den største fordel er, at modellen kan give et billede af 

hvor store drivhusgasreduktioner der kan opnås i energisektoren og transportsektoren 

med de valgte tiltag. Dermed er modellens vigtigste resultat at vise hvor stort 

potentialet er for drivhusgasreduktioner i Danmark i 2020 og 2050 i forhold til 

udledningerne i 1990. 

I modellen beregnes også tekniske og miljømæssige omkostninger ved hvert tiltag, 

og dermed er det muligt at frembringe hvert tiltags reduktionsomkostning (kr./ton 

reduceret CO2 udledning). Hermed viser modellen hvilke reduktioner der er billigst 

og dyrest for at nå det samlede reduktionspotentiale i det pågældende scenarium. 

Ved at rangordne tiltagenes reduktionsomkostninger, kan tiltagene samlet set beskrives 

ved en marginal reduktionsomkostningskurve (også kendt som en MAC 

kurve), hvoraf både potentialer og reduktionsomkostning for hvert tiltag fremgår på 

en overskuelig og intuitiv måde. Ved hjælp af denne kan de mindst mulige totale 

reduktionsomkostninger givet tiltagene og et reduktionskrav beregnes. 

De beregnede omkostninger er alene de budgetøkonomiske omkostninger omregnet 

til markedspriser og tillagt eksternalitetsomkostninger for de vigtigste typer luftforurening. 

Dette indbefatter bl.a. ændringer i anlægs- og driftsomkostningerne 

samt brændselsudgifter. Af tre grunde er disse omkostninger ikke nødvendigvis lig 

de samfundsøkonomiske omkostninger ved de givne reduktioner: 

For det første er det bl.a. for at forenkle modellen og dens resultater det forudsat at 

efterspørgslen efter nyttiggjort el, varme og transportarbejde er uforandret, uanset 

hvilke teknologier der bruges til at frembringe denne. Dette betyder at forvridningsomkostninger 

i forbruget i fald el- og varmepriserne ændres som følge af de 

gennemførte tiltag ikke er medregnet. 1 

For det andet antages det at statsfinansielle effekter af omlægninger i energi- og 

transportsystemet neutraliseres af passende afgiftsomlægninger. Der ses også bort 

fra eventuelle subsidier og afgiftsændringer samt øvrige virkemidler. Dermed udelades 

skatteforvridnings- og øvrige virkemiddelomkostninger. 

For det tredje udtrykker de beregnede omkostninger hvad det vil koste at foretage 

drivhusgasreduktioner på dansk jord, og dermed indgår muligheden for at købe sig 

til reduktioner i EU til CO2-kvoteprisen ikke. Dermed vil der fremkomme høje CO2 

1 Det danske elmarked er dog stærkt forbundet med vore nabolande, hvorfor elpriserne ikke 

nødvendigvis påvirkes i vid udstrækning. En tidligere analyse af betydelige reduktioner i 

Norden (se COWI 2007) viser at elprisen i store træk var uforandret ved drivhusgasreduktioner 

i størrelsesordenen op til 50 til 60 % af 1990 niveauet. I så fald ville forbrugernes 

forvridningsomkostninger være nul. 

19

eduktionsomkostninger på det sidste stykke af reduktionskurverne (helt op til 3000 

kr./ton reduceret CO2), som realistisk set ville blive erstattet af kvotekøb i udlandet. 

Således er der hverken tale om en generel eller partiel ligevægstmodel, blot en 

beregning og rangordning af reduktionsomkostninger ved en række forskellige 

danske tiltag, samt en beregning af samlede omkostninger ved gennemførsel af de 

mest omkostningseffektive tiltag givet en reduktionsmålsætning. En nærmere definition 

af reduktionsomkostningerne i dette projekt er beskrevet i afsnit 1.4. 

Den nationale ramme er et generelt valg i modellen, idet der i dette projekt fokuseres 

på tiltagenes teknologiomkostninger, og ikke på hvordan de vil blive gennemført 

i implementeringsfasen. I praksis vil mange af aktørerne bag tiltagene i dette 

projekt (i hvert fald i energisektoren) være omfattet af EU's CO2-kvotemarked, og 

dermed vil de formentlig købe sig til reduktioner på dette marked, så længe dette er 

billigere end at foretage teknologiskift i egen produktion. En anden ting er, at udviklingen 

i CO2 kvoteprisen frem til 2020 og 2050 kan få indflydelse på centrale 

forudsætninger i dette projekt såsom teknologiomkostninger og brændselspriser. 

En sådan fremskrivning af CO2 kvoteprisen og dens indflydelse på modellens omkostninger 

er ikke foretaget her. Her antages de nuværende fremskrivninger for 

brændselspriser og teknologiomkostninger at gælde. Der er antaget en kvotepris på 

175 kr./ton CO2 2 . 

Samlet set vurderes det, at modellen er velegnet til at give overordnede bud på, 

hvor stort potentialet er for drivhusgasreduktioner på dansk jord i 2020 og 2050, og 

hvilke teknologivalg der skal træffes for at nå dertil. Resultaterne afspejler hvilken 

sammensætning af teknologivalg der i det danske energisystem i 2020 og 2050, 

giver reduktioner på henholdsvis 58 % og 73 % i forhold til 1990 niveau. 

Endelig gives nogle grove bud på de tekniske og miljømæssige omkostninger (i 

procent af BNP) der skal til for at nå hertil. Med et sådant modelværktøj kan der 

træffes overordnede valg om at gå i bestemte teknologiretninger, men for at kunne 

finde den mest omkostningseffektive måde til gennemførelse af teknologitiltagene, 

er der behov for at gennemføre en mere detaljeret analyse, der også omfatter virkemiddelomkostningerne. 

1.2 Fortolkning af tiltagenes reduktionsomkostninger 

I nærværende analyse anvendes en tiltagsbaseret reduktionsomkostnings- eller 

MAC-kurve (MAC: Marginal Abatement Cost), hvor navngivne teknologier og 

tiltag erstatter bestemte energiforbrug og emissioner i en basisfremskrivning. CO- 

WIs tidligere scenarieanalyser har derimod anvendt en optimeret MAC kurve. Fordelene 

ved den tiltagsbaserede tilgang er, at det bliver muligt meget nøje at følge 

beregningen af det enkelte tiltags potentiale og omkostninger. Dette sker dog på 

bekostning af udeladelsen af en række komplicerende forhold i beregningerne, som 

fx ambitionsniveauet for reduktionen, tiltagenes eventuelle indbyrdes afhængigheder 

m.fl. 

En væsentlig begrænsning, når man ønsker at analysere enkelttiltag, er at der ofte 

er væsentlige samspil mellem de enkelte tiltag. Eftersom en tiltagsbaseret MACkurve 

aftegner marginalomkostningerne for mange forskellige reduktionsniveauer 

vil denne kurve typisk kun være fuldstændigt "retvisende" i mindre områder på 

grund af eventuelle indbyrdes sammenhænge mellem tiltag. 

2 Dette er et realistisk bud på en kvotepris i et forholdsvist ambitiøst europæisk/internationalt 

reduktionsscenarium for 2020, se fx COWI 2006.

Eksempelvis kan opbygning og lagring af brint til transportformål og/eller eldrevne 

biler gøre vindkraft mere omkostningseffektiv, idet opladning og brintproduktionen 

(givet en tilstrækkelig lagringskapacitet) kan fungere som et fleksibelt forbrug som 

begrænser behovet for reservekapacitet til den varierende vindproduktion. 

Antag fx at vindkraften som tiltag er billigere end el- og brintbiler. I fald klimamålsætningen 

kun kræver at man bruger vindkrafttiltaget, men ikke el- og brintbiler, 

skal der typisk etableres en vis reservekapacitet for vindkraften (fx naturgasfyret 

kondenskapacitet, som både gør vindtiltaget inkl. reservekapacitet dyrere, samt 

begrænser dets potentiale med udledningerne fra gasfyringen). Er klimamålsætningen 

så ambitiøs at også el- og brintbiler skal anvendes, vil en del eller hele reservekraftkapaciteten 

ikke være nødvendig, hvorved vindtiltaget bliver billigere. 

Ovenstående eksempel viser altså, at tiltagenes omkostninger og potentialer kan 

afhænge af anvendelsen af øvrige tiltag, og dermed også ambitionen i reduktionsmålsætningen. 

Herved følger logisk at den tiltagsbaserede MAC-kurve er et "øjebliksbillede" 

af en række forskellige tiltag, som ikke nødvendigvis er optimeret i 

forhold til hinanden og hvor "rækkefølgen" kan spille ind. 

Ønsker man en mere "retvisende" optimeret MAC-kurve er man henvist til at benytte 

sig af optimeringsmodeller såsom fx RAMSES, Markal og Balmorel. Ulempen 

er her, at det ikke kan lade sig gøre at konstruere en MAC-kurve, som beskriver 

enkelttiltag. I stedet er man henvist til at opgøre de marginale reduktionsomkostninger 

som optimeringer af en række givne reduktionsmålsætning, hvor "doseringen" 

af de enkelte tiltag ændres gradvist og ikke nødvendigvis diskretionært og i 

en given rækkefølge som i den tiltagsbaserede MAC-kurve. I modsætning til den 

rent trappeformede tiltagsbaserede MAC-kurve, vil den optimerede MAC-kurve 

derfor i vid udstrækning være "glat" og voksende. 

Som en naturlig konsekvens af de metodiske begrænsninger skal man være varsom 

når man fortolker de tiltagsbaserede MAC-kurver som præsenteres i nærværende 

analyse. Størrelsen på potentiale og omkostning for hvert enkelt tiltag er lavet under 

givne antagelser, som via en række grundlæggende forudsætningsmæssige valg 

er tilpasset fx et bestemt ambitionsniveau for reduktionerne (som eksemplet med 

vind og elbiler nævnt ovenfor viste). Særligt for reduktionsniveauer fjernt fra det, 

som MAC-kurven er konstrueret ud fra, kan tiltagenes potentiale, marginalomkostning 

og indbyrdes rangorden godt tænkes at afvige noget fra en mere optimeret 

løsning for disse reduktionsniveauer. 

1.3 Teknologier erstatter hinanden 

En anden væsentlig problemstilling i fortolkningen af MAC-kurvens udseende er 

hvilke teknologier i basisfremskrivningen et givet tiltag erstatter. For eksempel 

kunne et tiltag i energisektoren erstatte enten billig, men emissionsintensiv kulfyret 

kraftvarmeproduktion, eller erstatte en dyrere men lidt mindre emissionsintensiv 

oliefyret kraftvarmeproduktion. Vælger man, at tiltaget erstatter kul, bliver dets 

reduktionspotentiale større, men siden kulfyring er billigt, bliver tiltagets marginalomkostning 

også højere. Vælger man i stedet, at tiltaget erstatter olie, bliver både 

potentiale og marginalomkostning lavere. 

I praksis er det næppe entydigt, hvilke tiltag der erstatter bestemte brændsler. Disse 

eksempler viser derfor, at udseendet på den tiltagsbaserede MAC-kurve i høj grad 

kan afhænge af valg som ikke nødvendigvis er entydige. 

21

For at undgå så meget unødig vilkårlighed i MAC-kurvens udseende som muligt, 

samler denne analyse basisfremskrivningens energiteknologier i nogle få større 

basisenergi-grupper. Reduktionseffekten (både sparede emissioner og omkostninger) 

af de enkelte tiltag knyttes til en af disse gruppers gennemsnit, frem for en 

enkelt teknologi fra basisfremskrivningen. For eksempel kunne 5 PJ havvindmøller 

og 10 PJ varmepumper tænkes at erstatte en tilsvarende mængde central kraftvarmeproduktion. 

Fortrængningen af emissioner ville være den gennemsnitlige emission 

fra produktionen af denne mængde central kraftvarme (samt de gennemsnitlige 

omkostninger herved). 

Man kunne dog også vælge at det var decentralkraftvarme der blev fortrængt. Her 

er naturgasindholdet i indfyringen større, så den fortrængte emission ville være 

mindre. Valget om hvilken gruppes energiproduktion et givet tiltag erstatter, har 

således indflydelse på tiltagets potentiale og omkostning. Dette valg (samt valget af 

gruppesammensætning) må nødvendigvis blive baseret på en teknisk vurdering af 

om bestemte tiltag bedst erstatter særlige dele i det danske energisystem. 

Nedenstående grupper er derfor valgt og sammensat ud fra en vurdering af overordnede 

muligheder for, hvor de enkelte tiltag kan erstatte energiforbrug i basisfremskrivningen. 

• Central fossil kraftvarme produktion 

• Decentral fossil kraftvarmeproduktion 

• Fossil varmeproduktion 

• Husstande opvarmet med olie- elle naturgasfyr 

• Fossilt brændsel til erhvervenes rum- og procesvarme 

• Personbiltransport 

• Bustransport 

• Vejgodstransport 

• Banetransport 

• Luftfart 

• Søfart 

• Øvrigt ikke-fossilt energiforbrug (erstattes ikke af tiltag) 

1.4 Beregningsmetode 

1.4.1 Det anvendte omkostningsbegreb 

Dette projekt omkostningsbegreb er beskrevet Tektsboks 1 og Tabel 1.

Tekstboks 1 Definition af omkostningsbegreb 

Reduktionsomkostninger defineres i denne analyse som tiltagenes ekstra årlige 

teknologiomkostninger (anlægs-, drifts- og vedligeholdelsesomkostninger) 

samt ændrede brændselsomkostninger i forhold til de samme typer omkostninger 

i basisfremskrivningens teknologivalg. Alle omkostninger er omregnet 

fra faktorpriser til markedspriser med nettoafgiftsfaktoren for indenlandske 

varer (1,17) hvor det er relevant. Dette tillægges tiltagets eksternalitetsomkostninger/gevinster 

fra ændrede luftemissioner (partikler, NOx, og SO2). 

Der er ikke indregnet øvrige eksternaliteter såsom støjomkostninger, lugtgener, 

sundhedsomkostninger, trængselsomkostninger i trafikken og andre. 

Der er ikke indregnet tiltagenes skatteforvridningsomkostninger med den 

anbefalede faktor 1,20 fra Finansministeriet. Det har været for omfattende at 

foretage analyse af hvert tiltags samlede provenueffekter på samtlige afgifter i 

energisektoren og transportsektoren. Det vil kræve en inddragelse af energiafgifter, 

elafgifter, registreringsafgift på biler, grøn ejerafgift, ansvarsforsikringsafgifter 

med videre. Såfremt det nuværende afgiftssystem fastholdes 

frem til 2020 og 2050, så kan tiltagene eksempelvis føre til store besparelser i 

energiafgifterne, og dermed mindre provenu til staten. I dette tilfælde undervurderes 

tiltagsomkostningerne i nærværende projekt, da der fra statens side 

skal skaffes andet provenu via indførelse af nye afgifter eller stigninger i eksisterende, 

som giver et skatteforvridningstab (dødvægtstab) hos aktørerne 

(borgere, virksomheder). 

I andre tilfælde kan der også være tale om reduktioner i skatteforvridningsomkostninger, 

såfremt tiltagene giver øget statsprovenu (fx kulbaseret CCS), 

som betyder at andre afgifter kan sænkes. I så fald overvurderes tiltagsomkostningerne. 

Argumentet for at udelade skatteforvridningseffekter er endvidere, at der i 

scenarierne sker så store ændringer i eksempelvis transportsektoren, at det vil 

afføde en ændring af afgiftssystemet. Det kan være i form af en særlig afgift 

for strøm til elbiler, plugin-hybrider og brint, eller alternativt et kilometerbaseret 

afgiftssystem. Det samme vil være tilfældet – om end i noget mindre 

udstrækning – for energisystemet. 

Endelig er der ikke indregnet en ændring i efterspørgslen efter el, varme eller 

transportydelser som følge af en evt. ændring i disse goders priser. Ej heller er 

der indregnet makroøkonomiske effekter fra arbejds- og kapitalmarked eller 

udenrigshandel. Eventuelle dødvægtstab fra forvridninger på disse markeder 

indgår således heller ikke. Der er dermed hverken tale om en generel eller 

partiel ligevægtsmodel. 

23

Tabel 1 Opgørelsesmetode for omkostningsbestemmelse af teknologiers energiproduktion 

og transportydelser (i faktorpriser) 

Nr. Emne Beregning Noter og kilder 

1 Brændselsudgifter Mængde x pris Priser fra ENS forudsætninger 

2 Øvr. variable 

output 

3 Øvr. variable 

input 

Output x var. omk. Kilde: Teknologikataloget (for kraft 

og kraftvarme er output'et MWh 

kraft, ellers PJ varme) 

Br.input x var. omk. Kilde: Teknologikataloget 

4 Øvr. faste Kapacitet x fast omk. Kilde: Teknologikataloget (for kraft 

og kraftvarme er output'et MWh 

kraft, ellers PJ varme) 

5 Omkostninger til 

"opstrøm" udledninger 

Opstrøm udledninger 

x kvotepris 

6 Afskrivning Inv. omkostning x R / 

(1-(1+R) -n ) 

7 Budgetøkonomi Sum af post (1) til (6) 

8 Markedspriser 

med nettoafgiftsfaktor 

9 Eksternaliteter Brændselsmængde x 

emissionsfaktorer x 

skadesomkostninger 

Kilde: Teknologikataloget (levetid n 

år og investeringsomkostning), FM 

vejledning (renten R) 

(7) x 1,17 Finansministeriets vejledning i 

samfundsøkonomiske analyser 

Kun SO2, NOx og partikler. Emissionsfaktorer 

fortrinsvist fra Teknologikataloget, 

dernæst fra ENS "Forudsætninger 

…" 

10 Tekniske reduktionsomkostninger 

(8) + (9) Målt i markedspriser 

Noter: Hvert teknologis klimarelaterede emissioner opgøres i CO2 ækvivalenter ud fra 

Global Warming Potential, dvs. CO2 udledning i tons plus 21 gange CH4 udledningen i tons 

plus 310 gange N2O emissionerne i tons. 

1.4.2 Betydning af EU's CO2-kvotemarked (ETS) 

EU's CO2-kvotemarked kan have betydning for tiltagsomkostningerne i nærværende 

analyse. Udviklingen i CO2 kvoteprisen frem til 2020 og 2050 kan få indflydelse 

på centrale forudsætninger i dette projekt såsom teknologiomkostninger og brændselspriser. 

En fremskrivning af CO2 kvoteprisen og dens indflydelse på modellens 

omkostninger er ikke foretaget her. Her antages de nuværende fremskrivninger for 

brændselspriser og teknologiomkostninger at gælde. Altså en alt andet lige betragtning. 

Resultaterne i dette projekt afspejler de forskellige tiltags potentialer for drivhusgasreduktioner, 

og de afspejler hvilket energisystem der skal til for at nå de ambitiøse 

reduktionsmål på 60 % og 80 % i 2020 og 2050. Såfremt der træffes politisk 

beslutning om at gå efter disse potentialer, så vil der uundgåeligt opstå et spørgsmål 

om hvilken regulering der skal tilvejebringes (hvilke virkemidler) for at gennemføre 

tiltagene i praksis. Da energisektoren er omfattet af EU's CO2 kvotesystem 

kan energiselskaberne til et vist niveau købe sig fra deres reduktionsforpligtelser 

frem for at udskifte deres teknologi - afhængig af hvad kvoteprisen er til den tid. 

Det er derfor nødvendigt at foretage en politisk diskussion af hvilke reguleringsinstrumenter 

der skal tages i brug for at opnå disse potentialer i Danmark - skal man

gå efter at påvirke ETS systemet eller skal der tilvejebringes supplerende nationale 

reguleringer, som fx pålægger energiselskaberne i Danmark at skifte teknologi. 

Analyserne i nærværende projekt foretages på en række bredt definerede grupper af 

tiltag, hvoraf nogle vil ligge både inden og uden for kvotehandelssystemet. Det er 

forenklende antaget at 100 % af den centrale el- og kraftvarmeproduktion er kvotebelagt, 

mens 75 % af den decentrale kraftvarmeproduktion og fjernvarmeproduktionen 

ligger inden for kvotesystemet. Endelig er det antaget at 50 % af erhvervenes 

anvendelse af brændsler til ikke-transportformål. 

Ud fra disse relativt grove antagelser er der beregnet et skøn over hvor stor en andel 

af det samlede reduktionspotentialet der findes inden og uden for kvotesystemet. 

Sådanne oplysninger er af interesse såfremt allokeringerne i kvotehandelssystemet 

post 2012 fastlægges af EU kommissionen, frem for (som det i dag er tilfældet) 

nationalt. 

I det bliver tale om en central allokering, vil Danmarks reduktionsforpligtelse alene 

vedrøre de ikke kvotebelagte sektorer. Danmark bør derfor have fokus på at analysere 

reduktionspotentialerne i de ikke-kvotebelagte sektorer og disses omkostninger 

fremover. I det er en tæt sammenhæng mellem den kvotebelagte energisektor 

og dem ikke-kvotebelagte transportsektor, er det dog stadig vigtigt at analysere 

transporttiltag i samspil med energisektoren. 

1.5 Modelopbygning 

1.5.1 Teknologidata 

Energisektor 

For 2020 beregningerne er Energistyrelsens Teknologikatalog (Energistyrelsen 

2005) direkte anvendt i analysen. Virkningsgrader, emissionskoefficienter, kapital- 

og driftsomkostninger er anvendt herfra til at konstruere en række forskellige anlæg 

i modellen (samt variationer, fx anlæg forskellige størrelser, samt udtagsanlæg 

med forskellige kraft/varme forhold). I 2050 beregningerne er der taget udgangspunkt 

i samme kilde som for 2020, og så er der for vindenergi, bølgekraft og solceller 

indregnet en prisudvikling fra 2020 til 2050, hvor kilden er de nyeste oplysninger 

fra International Energy Agency (IEA (2006)). Dette er beskrevet nærmere i 

afsnit 3.1.2. 

Transportsektor 

Til transportsektormodulet er anvendt data og beregningsmetoder fra ENSprojektet 

"Alternative drivmidler" (herfra kaldet AD projektet, Energistyrelsen 

2007a). Fra dette projekt er kun medtaget særligt lovende teknologier: RME (raps 

metyl ester, eller rapsolie), DME (di-metyl, syntetisk diesel fra fx biomasse), 2.g 

ethanol, brint og eldrevne personbiler. AD projektet omfatter ikke pluginhybridbiler, 

og behandler kun personbiler til ikke-erhvervsmæssige formål, men 

større dieselbiler, varebiler, lastbiler og øvrige transportformer (bane, sø- og luftfart). 

Der er derfor indsamlet sammenlignelige data om en plugin-hybridbil til ikkeerhvervsmæssige 

formål, samt en reference dieselbil/mindre varevogn til erhvervsmæssige 

formål, samt varevogne, busser og lastbiler. Det har ikke med projektets 

resurser været muligt at indhente tilsvarende data for skibe, fly og tog. 

25

Beregningsforudsætninger og metoder omkring tilvirkningen af drivmidler er genanvendt 

direkte fra AD projektet. 

Eksternaliteter 

Skadesomkostningerne ved NOx, SO2 og partikler er beregnet ud fra emissionskoefficienter 

fra Teknologikataloget, oplysninger fra Energistyrelsen, samt den værdisætning 

af emissionernes eksterne effekter Miljøstyrelsen anvender, jf. AEA/CAFE 

(2005). Værdierne herfra er gengivet i Tabel 2, dog opdateret til 2005 priser. 

Tabel 2 Skadesomkostninger ved NOx, SO2 og partikler (DKK/ton) 

Transport Energi 

NOx 129 129 

SO2 93 44 

PM2,5 347 197 

Kilde: CAFE (2006). 

Energipriser 

Energipriserne for 2020 er hentet fra Energistyrelsen (2007b) som er baseret på en 

råoliepris på 50 USD per tønde i 2020. Energipriserne i 2050 er forudsat at være lig 

energipriserne fra Energistyrelsen (2007b) i 2030. 

Tabel 3 Forudsætninger om energipriser, 2020 og 2050 (DKK/GJ) 

2020 2050 

Kul 12,7 13,4 

Olie 55,8 59,3 

Gas 35,0 37,7 

Træ 31,2 31,5 

Halm 23,8 24,7 

Benzin 76,1 80,9 

Diesel 71,5 76,0 

Kilde: Energistyrelsen (2007b). "Olie" angiver en vægtet gennemsnitlig pris for 

gas- og fuelolie som anvendt i til el- og varmeformål. 

Der er antaget en CO2 kvotepris på 175 kr./ton (i faktorpris). 

1.5.2 Energibesparelser 

Energibesparelser indgår i basisfremskrivningen jf. Energistyrelsens fremskrivning 

af energiforbruget. Det har ikke været muligt at skaffe tilstrækkelige data til fastlæggelse 

af omkostninger og reduktionspotentialer ved en energibesparelsesindsats 

der overstiger hvad der er antaget i fremskrivningen, og derfor belyses yderligere 

energibesparelsestiltag ikke. 

1.5.3 Kraft- og varmeproduktion 

Dette modul dækker al dansk afbrænding af brændsler, som ikke sker i transportsektoren 

og i Nordsøen. Raffinaderier behandles som opstrømsemissioner til transportsektoren. 

Hver type brændsel og anvendelse er tilknyttet en af teknologierne i Teknologikataloget. 

Herved fremkommer en kraft og/eller varmeproduktion, og givet energipriser, 

kalkulationsrenter, afgiftssatser, samt teknologikatalogets oplysninger om økonomi, 

virkningsgrader og emissionskoefficienter fremkommer også omkostninger,

afgiftsprovenuer, støtteudgifter og emissioner tilknyttet basisfremskrivningens 

mængde af det anvendte brændsel. 

Disse omkostninger, energiforbrug, produktion og emissioner summeres herefter i 

basisgrupperne beskrevet i afsnit 1.3 

I kraft- og varmemodulet er et tiltag defineret ved at en relativt klimavenlig teknologi 

helt eller delvist fortrænger omkostninger, emissioner, energiforbrug og produktion 

fra en angivet gruppe. For hvert tiltag for en given gruppe beregnes en 

fortrængningsprocent ud fra værdisætningen af den producerede kraft og varme 

(baseret på forudsætningerne om priserne herpå). 

Fortrængningsprocenten angiver hvor stor en del af gruppens omkostninger, emissioner, 

energiforbrug og produktion tiltaget fortrænger. 

Tiltagets omkostninger, emissioner, energiforbrug og produktion beregnes på 

samme måde som gruppens. Herved kan beregnes en "netto" fortrængning af omkostninger, 

emissioner og energiforbrug. Ved at dividere de fortrængte emissioner 

med de fortrængte omkostninger (negative fortrængte omkostninger angiver øgede 

omkostninger) fås den marginale reduktionsomkostning for tiltaget. 

For nogle tiltag (fx vindmøller), vil det være relevant at regne med at der – ud over 

etablering af kapacitet for en given teknologi – også skal etableres en eller anden 

form for reservekapacitet (fx gasfyrede turbiner). I kraft- og varmemodulet er det 

muligt at angive en givet reservekapacitet for en bestemt teknologi enten som en 

maksimal energimængde eller en maksimal andel af gruppens kraft- og/eller varmeproduktion. 

Ligeledes kan man angive en lavere udnyttelsesgrad for reservekapaciteten. 

Såfremt der er tale om reservekapacitet, fordeles omkostningerne og 

emissioner til dette "tiltag" på alle tiltag inden for basisgruppen, og der modregnes 

for produktion af kraft og varme. 

Kraft- og varmemodulet holder også styr på to vigtige bindinger: 

• Erstatning af produceret kraft og varme: Der holdes separat styr på hvor 

meget el og varme der er erstattet fra en given gruppe. Hvis fx al varme fra 

gruppen er erstattet af alternative teknologier, levnes der ikke plads til produktion 

af mere kraftvarme, mens rene kraftproducerende tiltag stadig kan 

erstatte den resterende kraftproduktion i gruppen (og vice versa hvis hele 

gruppens elproduktion er erstattet). 

• Forbrug af begrænsede brændselsinput: Modulet holder også styr på 

mængden af brændselsinput sådan at der fx ikke kan bruges mere af de forskellige 

typer biomasse end hvad der er blevet lagt ind af forudsætninger 

om potentialerne herfor (evt. med muligheder for import). Denne binding 

gælder al forbrug af biomasse, dvs. også i transport-modulet. 

Siden modellen ikke er en optimeringsmodel er det ikke muligt at udlede skyggepriser 

på disse bindinger. 

1.5.4 Transport 

Transportmodulet er opbygget efter samme princip som kraft- og varmemodulet. 

Nye teknologier såsom RME til vejgods- og søtransport, DME til fly, ethanol, brint 

og batterier til personbiler, samt hybridbiler fortrænger eksisterende teknologier, 

deres omkostninger og emissioner, og erstatter dem med egne omkostninger og 

emissioner. Med nettofortrængningen af emissioner, og ændringen i omkostninger 

kan der beregnes en marginal reduktionsomkostning for hver ny teknologi. Der er 

pt. ikke indarbejdet "besparelses" tiltag i transportmodulet. 

27

Endvidere er fravalgt en række tiltag som er belyst i AD projektet, hvor potentialerne 

er meget små, på trods af at en stor andel af transporten omlægges til disse 

teknologier, hvorved mere potente tiltag, som dog typisk også har større reduktionsomkostninger 

ville være blevet udelukket. Det drejer sig om syntetisk diesel 

fabrikeret af kul, naturgasbaserede teknologier m.fl. 

Transportmodulet er to-delt: En del beskriver fartøjets omkostninger, energiforbrug 

og emissioner, men en anden del beskriver omkostninger, energiforbrug og emissioner 

ved tilvirkningen af brændsler. For DME produktion er tilføjet en støtteproduktion 

af syntesegas baseret på biomasse. 

Beregninger af emissioner og omkostninger i transportsektoren sker på baggrund af 

regnemetoderne i AD projektet samt antagelserne om kalkulationsrente og brændselspriser 

i nærværende projekt. 

For brint til godstransport og el-personbiler er der regnet med nettab på hhv. 6 og 9 

% jf. Udvidelsen af elforbruget forårsaget af brint og el i transportsektoren antages 

ikke at medføre behov for øgede distributions- og balanceringsomkostninger i elnettet. 

En væsentlig del af brintproduktion og batteriopladning vil formentlig foregå 

om natten, hvor nettet er mindst belastet. 

1.5.5 Øvrige emissioner 

Dette modul består af en opsummering af potentialer og marginale reduktionsomkostninger 

for "øvrige emissioner" (dvs. emissioner uden for transport og energisektoren: 

fx proces emissioner, landbrug osv.). Disse data er hentet fra "Klima 

2050 – supplerende analyser for Danmark" (COWI for Miljøstyrelsen, 2007). Omkostninger 

og potentialer for disse reduktioner er ikke påvirkede af de i modellen 

valgte brændselspriser og kalkulationsrenter, da de bygger på litteraturstudier, og 

ikke en egentlig modellering. 

1.5.6 Opstrøm elproduktion og emissioner 

En række af de alternative energi- og transportteknologier har et betydeligt forbrug 

af el (herefter kaldet "opstrøm elproduktion"). Det er muligt at angive en eller flere 

teknologier fra Teknologikataloget som producerer opstrøms el. Emissioner og 

omkostninger videreføres direkte til de teknologier der bruger kraft som primært 

input (fx varmepumper samt brint- og el/plugin-hybridbil teknologier). 

Omkostninger fra opstrøm elproduktion indgår direkte i omkostnings- og potentialeberegningen 

for de analyserede tiltag, og er beregnet efter samme metode og data 

som resten af elproduktionen. Der kan angives separat sammensætning af forskellige 

produktionsteknologier for elbehov til både transportsektoren og energisektoren 

(dvs. primært varmepumper). 

Emissionerne fra opstrøm energiproduktion (samt fra enkelte andre opstrøm aktiviteter, 

fx høst af biomasse) er værdisat som en ekstra omkostning ved de teknologier 

som har opstrøm emissioner. Værdiansættelsen er foretaget med en kvotepris på 

175 kr./ton. 

1.6 Litteratur 

AEA Technology Environment / CAFE (2005): "Damages per tonne emission of 

PM2.5, NH3, SO2, NOx and VOCs from each EU25 Member State (excluding Cy-

prus) and surrounding seas", service contract for the CAFE programme, March 

2005. http://ec.europa.eu/environment/air/cafe/activities/pdf/cafe_cba_externalities.pdf 

COWI 2006: "Omkostninger for Danmark ved forskellige klimareduktionsmålsætninger 

i 2020 i EU og Danmark". Notat for Miljøstyrelsen, januar 2006. 

COWI 2007: "Climate 2050 - The road to 60-80 percent reductions in the emissions 

of greenhouse gases in the Nordic countries", TemaNord 2007:535, København. 

Energistyrelsen 2005: "Technology Data for Electricity and Heat Generating 

Plants", marts 2005. 

Energistyrelsen 2007a: "Teknologivurdering af alternative drivmidler til transportsektoren", 

ENS / COWI maj 2007 (revision 23, ikke offentliggjort). 

Energistyrelsen 2007b: "Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på 

energiområdet", januar 2007. 

29

2 Tiltag i 2020 

For 2020 er der belyst tre scenarier hvor betydningen af biomasseimport og CCS 

eller fraværet af disse to er belyst. Disse to teknologier har potentialet til at levere 

betydelige reduktioner, og er derfor meget interessante i forhold til en væsentlig 

forøget dansk reduktionsindsats. 

Imidlertid kan importmulighederne for biomasse til de nuværende forholdsvis favorable 

priser vise sig at være begrænsede i fald resten af verdens kraft- og varmeproducenter 

begynder at efterspørge biomasse i større omfang. Ligeledes hersker 

der stadig nogen usikkerhed omkring de tekniske og økonomiske muligheder i 

CCS. Derfor fokuserer to af dette kapitels scenarier på stor udbredelse af enten 

CCS eller biomasse. 

Sammenholdt med et tredje scenarium hvor hverken CCS eller importeret biomasse 

bidrager til reduktionerne viser disse scenarier betydningen af CCS og importeret 

biomasse. I dette tredje scenarium foretages reduktionerne i stedet via vindmøller 

og varmepumper. Herved fortrænges en betydelig mængde kraftvarme. Til gengæld 

vil det i dette scenarium ikke være muligt at anvende kraftproduktionen fra 

havvindmøller til reduktioner i transportsektoren stammende fra el- plugin-hybrid 

og brintteknologier. 

2.1 Basisfremskrivning og tiltag uden for energi og transport 

Basisfremskrivningen af bruttoenergiforbrug og produktion af kraft og varme samt 

emissioner og omkostninger herved tager for energiforbrugets vedkommende udgangspunkt 

i Energistyrelsens seneste fremskrivning 2005-2025, jf. Energistyrelsen 

(2008) 

For at bruge denne fremskrivning til nærværende formål er der gjort en række 

yderligere antagelser. 

• I fordelingen af kraftvarmeproduktionen på centrale og decentrale anlæg er 

det antaget, at kul og olieprodukter afbrændes i centrale kraftvarmeanlæg, 

mens 70 % af naturgassen afbrændes centralt, og 30 % decentralt. For 

biomasse er det ligeledes antaget at 70 % af brændselsforbruget til kraftvarme 

sker centralt. Disse antagelser er skønnet af COWI ud fra data om 

kapaciteter på danske kraft- og kraftvarmeanlæg udleveret af Energistyrelsen. 

• Fordelingen af anvendelsen af dieselolie i vejtransportsektoren er antaget 

at være 69 % til dieselbiler og varevogne, 5 % til busser og de resterende 

26 % til øvrig vejgodstransport. Disse skøn er baseret på data fra Danmarks 

Statistik om årskørsel og trafikarbejde, samt antagelser om typiske 

brændstofforbrug per kørt kilometer. 

• Al fuel- og dieselolie anvendt i landbrug og byggeri er brugt som motorbrændstof 

(og behandles derfor som transporttiltag, da der vil være tale om 

transportteknologier). 50 % af fuel- og dieselolie forbrugt i de øvrige erhverv 

er anvendt som motorbrændstof til arbejdskørsel eller evt. dieselgeneratorer 

(med forbrændingsmotorteknologi). Resten af erhvervenes 

brændselsforbrug antages brugt til proces- og rumvarme.

Uden for energi og transport er medregnet tiltagene identificeret i COWI 2007, 

samt tiltag i Nordsøen (Skatteministeriet, 1999). 

Tabel 4 Øvrige tiltag udenfor energi og transport 

Tiltag Omkostning (kr./ton) Potentiale (mt) 

Foder CH4 -47 0,5 

Biogas 0 0,1 

Færre husdyr 450 1,8 

N-norm 485 0,4 

N-udnyttelse 516 0,1 

N-hæmmer 650 0,3 

Vådområder 1 860 0,2 

Skovrejsning 940 1,0 

Vådområder 2 1.630 0,3 

Staldteknik 3.342 0,2 

Nordsøen 5.250 0,4 

I alt 

Kilde: COWI (2007) og Skatteministeriet (1999). 

1.011 5,3 

Tiltagene i Nordsøen, som omfatter varierende energibesparelser, begrænsning af 

flaring mv., jf. Skatteministeriet (1999), har voldsomt høje enhedsreduktionsomkostninger 

og samlet koster 2 mia. kroner. 3 I de tilfælde hvor det indenlandske reduktionskrav 

presses til det yderste, vil der altså optræde en meget betydelig omkostning, 

som flytter de samlede reduktionsomkostninger væsentligt. 

2.1.1 Energisektoren 

Antagelser om forbruget af brændsler er hentet i Energistyrelsens fremskrivninger 

af energiforbruget og -produktionen. En opsummering heraf er givet i Tabel 5. 

Tabel 5 Brændselsforbrug og el- og varmeproduktion, 2020 (PJ) 

Brændsel El Varme Total, 2020 

Nordsøen 48 0 0 48 

El og fjernvarme 317 -102 -104 111 

- Fjernvarme 47 1 -43 6 

- Kondens 90 -38 0 52 

- Kraftvarme 158 -54 -88 16 

- Vind 22 -22 0 0 

- Nettab 0 10 27 37 

Endeligt energiforbrug 480 133 104 717 

- Transport inkl. raffinaderier 296 3 0 298 

- Produktionserhverv 75 46 9 130 

- Service 16 43 30 89 

- Husholdninger 80 41 65 186 

- Øvrige 14 0 0 14 

Total 844 31 0 875 

Note: Negative tal angiver produktion, positive forbrug. Kilde: Energistyrelsen. 

Emissionerne af CO2 forbundet med produktion af kraft og varme (dvs. ekskl. raffinaderier 

og Nordsøen) er beregnet med Energistyrelsens emissionskoefficienter. 

Emissionerne af andre gasser er beregnet ved hjælp af emissionskoefficienter fra 

Teknologikataloget, og i enkelte tilfælde emissionskoefficienter fra Energistyrelsens 

"Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser på energiområdet". 

3 Dette skyldes at de nødvendige installationer er pladskrævende, hvilket er meget omkost- 

ningsfuldt på en boreplatform. 

31

Omkostningerne ved at afholde energiproduktion og nyttiggørelse i energisektoren 

af den forbrugte energi er baseret på omkostningsdata fra Teknologikataloget for 

de forskellige anvendte teknologier, bortset fra for vindkraft, hvor der er anvendt 

omkostningsestimater inkl. ilandføring fra Energistyrelsens "Fremtidens havvindmølleplaceringer 

2025". Omkostninger og forbruget af brændsler fordelt på en 

række "grupper" er vist i Tabel 6. 

Tabel 6 Brændselsforbrug, produktion, emissioner og omkostninger ved gruppevis fossil el og varmeproduktion i 

basisfremskrivningen, 2020 

CKV 

CKV 

gas 

DKV FV 

Olie / 

gas fyr 

Erhv. VE I alt 

Kulforbrug PJ 122 0 0 0 0 12 0 134 

Gasforbrug PJ 0 19 23 23 25 42 0 132 

Olieforbrug PJ 8 0 0 8 13 24 0 54 

Installeret effekt MW 3.622 457 674 1.260 1.698 3.269 5.627 16.607 

El produktion PJ 50 7 10,9 0 0 0 46,6 114 

Varmeproduktion PJ 27,4 7,1 8,9 27 37 71 102 280 

Emissioner mt 12,2 1,1 1,4 1,9 2,4 5,5 0,7 25,2 

SØK omkostninger mDKK 6.550 983 1.596 2.047 3.091 5.288 15.878 35.432 

- heraf brændsel mDKK 2.410 781 976 1.452 1.948 3.569 2.227 13.363 

- heraf drift mDKK 1.109 127 368 321 945 834 6.174 9.879 

- heraf afskrivninger mDKK 2.277 66 235 68 113 176 6.932 9.867 

- heraf eksternaliteter mDKK 755 9 16 206 85 709 544 2.323 

Enhedsemission kg/GJ 159 78 69 70 67 78 5 64 

SØK enhedsomk. DKK/GJ 84,9 72,1 80,6 75,2 84,3 74,9 106,7 90,0 

- heraf brændsel DKK/GJ 31,2 57,3 49,3 53,3 53,1 50,5 15,0 33,9 

- heraf drift DKK/GJ 14,4 9,3 18,6 11,8 25,8 11,8 41,5 25,1 

- heraf afskrivninger DKK/GJ 29,5 4,8 11,9 2,5 3,1 2,5 46,6 25,1 

- heraf eksternaliteter DKK/GJ 9,8 0,6 0,8 7,6 2,3 10,0 3,7 5,9 

Note: CKV betyder Central Kraftvarme, DKV decentral kraftvarme, FV fjernvarme. Eksternaliteter omfatter øvrige emissioner af 

NOx, SO2 og partikler. Nævneren i enhedsemissioner og -omkostninger er summen af el og varme. Kilde: Egne beregninger. 

2.1.2 Basisfremskrivning for transportsektoren 

Transportsektorens emissioner er som nævnt beregnet ud fra brændselsforbruget 

estimeret i Energistyrelsens fremskrivning af forbruget af brændsler. Disse er beskrevet 

i Tabel 7

Tabel 7 Transportsektorens emissioner i basisfremskrivningen, 2020 

Benzin 

køretø- 

jer 

Diesel bil / 

varevogn 

Lastbi- 

ler / 

busser 

Bane, 

luft- og 

søfart 

Trafikarbejde mia. km 53,2 31,4 7,4 92,1 

Trafikarbejde PJ mek 19,2 14,6 15,3 49,0 

Brændstofforbrug PJ 95,8 58,3 63,6 51,8 269,6 

SØK kørselsomk. DKK/km 1,20 1,50 4,31 7,02 

Enhedsemission g CO2e/km 132 138 637 907 

SØK omkostninger mDKK 64.098 47.250 32.119 143.467 

Emission i basis 7,0 4,4 4,7 3,9 20,0 

Note: "PJ mek." angiver energiforbruget "an hjul". I beregningen af trafikarbejdet er for biler er benyttet 

Energistyrelsens fremskrivning af brændstofforbruget samt en forudsat kørselseffektivitet på 

24,3 km/l, for dieselbiler/varevogn 20,2 km/l og for lastbiler/busser er forudsat 5,0 km/l. Trafikarbejdets 

størrelse har kun betydning for afrapporteringen af de forskellige teknologiers brændstof effektivitet. 

Beregningen af drivhusgas fortrængning og omkostninger hertil hviler udelukkende på brændstofforbruget. 

Kilde: Egne beregninger. 

Det samlede energiforbrug fordelt på VE og fossilt, samt emissioner er angivet i 

Tabel 8 

Tabel 8 Energiforbrug og emissioner i basisfremskrivningen 

I alt Fossil VE VE % 

2020 

emission 

1990 

emission Ændring 

PJ PJ PJ % Mt Mt % 

Nordsøen 48 48 0 0 % 2,7 1,4 95 % 

Energi 488 320 168 34 % 26,0 37,7 -31 % 

Transport 285 285 0 0 % 20,0 15,0 33 % 

Øvrige 14 14 - - 12,4 17,2 -28 % 

Total 834 666 168 20 % 61,1 71,3 -14 % 

Note: 'Øvrige' omfatter brændsler som ikke afbrændes, samt emissioner uden for energi og transport. 

Kilde: Egne beregninger. Emissioner er i millioner tons drivhusgasækvivalenter, og omfatter alle 

drivhusgasser. 

2.2 Biomasseimport scenarium 

I det første scenarie belyses effekterne af en betydeligt øget tilgang 4 af biomasse. I 

dag er det meste biomasse udnyttet til varme- eller fjernvarmeformål, idet økonomien 

i biomasseanlæg (med de gældende afgifter og energipriser) er relativt fornuftig. 

En betingelse for at opnå yderligere betydelige reduktioner med biomasse er en 

væsentlig import af biomasse, fx i form af træ eller flis. Dette har været en del af 

grundlaget for væsentlige reduktioner i tidligere analyser såsom COWI (2007) og 

EA (2007). 

I dette alternative scenarie er det antaget en tilgang på 70 PJ træ, flis mv. ud over 

de 70 PJ der er antaget til rådighed i Energistyrelsens fremskrivning. 

4 I Fødevareministeriet (2008) anslås det at den danske produktion af biomasse kan øges 

med 95 PJ gennem en række forskellige tiltag. Med en import på yderligere 30 PJ i forhold 

til i dag, vil de antagne mængder være til rådighed. 

I alt 

33

Tabel 9 Biomasse potentialer 2020 (PJ) 

Indenlandsk 

potentiale 

Yderligere 

tilførsel 

Brugt i basis Uudnyttet 

Træ, flis 70 70 70 70 

Halm 55 19 36 

Affald 30 30 0 

Biomasse til biogas 40 5 35 

Raps 11 5 11 5 

I alt 206 75 135 147 

Kilde: Energistyrelsen, bortset fra raps (COWI antagelse). 

2.2.1 Antagelser og resultater for transportsektoren 

Skal der opnås mærkbare reduktioner i transportsektoren via biobrændstoffer, vil 

import af biomasse også være uomgængeligt, med mindre man omallokerer den 

biomasse der i dag benyttes til varme og kraftvarmeproduktion. Derfor er tiltagene 

i transportsektoren valgt ikke alene ud fra deres enhedsreduktionsomkostning (se 

Figur 1), men også ud fra de til rådighed værende biomasse- og øvrige resurser. 

Figur 1 Enhedsreduktionsomkostninger for undersøgte transportteknologier (kr./ton CO2 

ækvivalent) 

Brint gods/rute 

DME gods/rute 

RME gods/rute 

RME biler 

Biogas gods/rute 

Hybrid biler (b) 

Ethanol biler 

El biler 

Hybrid biler (d) 

DME biler 

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 2.000 

Reduktionsomkostninger, DKK/t CO2 ækv. 

Note: Opstrøm elforbrug er i denne figur antaget at komme 2/3 fra vindkraft og1/3 fra naturgasfyring. 


Figur 1 viser at reduktioner via brint eller DME til gods og rutetrafik (busser og 

lastbiler) er billigst, samt at brint til samme formål har tæt på samme omkostning. 

DME til personbiler er blandt de dyreste. Dette skyldes at busser og lastbiler i gennemsnit 

kører dobbelt så langt på et år som personbiler. Dermed opvejes de relativt 

store engangsinvesteringer til brændselsceller. Brint til personbiler af samme årsag 

(samt spørgsmålet om den tilstrækkelige infrastruktur) ikke benyttet som tiltag. 

DME lider af den ulempe, at det dannes ved forgasning af biomasse, 5 hvorved der 

ikke efterlades restprodukter, som kan bruges som brændsel til andre energiformål. 

5 Fossile brændsler kan også omdannes til DME, men emissionsreduktionseffekten heraf er 

så beskeden at denne mulighed er udeladt af nærværende analyser.

Dernæst kommer bioethanol til erstatning af benzin (E85) og RME. Ulempen ved 

RME er, at hvis produktionen heraf skal øges væsentligt, vil dette fortrænge anden 

fødevareproduktion i landbruget med stigende fødevarepriser som konsekvens. 

Dette kan betragtes som kontroversielt, og RME anvendes derfor kun i begrænset 

omfang i denne analyse. 

Derimod har 2.generations bioethanol en reduktionsomkostning på linje med RME. 

Bioethanol kan produceres af restprodukter fra landbrug og skovbrug, og der efterlades 

en betydelig mængde restprodukt. Af disse årsager bruges bioethanol i vidt 

omfang i biomasse scenariet. 

Det kan også bemærkes at plugin-hybridbiler og elbiler med de valgte forudsætninger 

(der bygger på historiske erfaringer med batteriteknologier) har relativt høje 

reduktionsomkostninger i 2020, på trods af at disse biler udbydes på kommercielle 

vilkår allerede i dag. Der hersker dog stor usikkerhed om udviklingen i omkostningerne 

for disse teknologier. Der vil derfor blive foretaget følsomhedsanalyser, der 

viser at reduktionsomkostningen for disse køretøjer givet alternative antagelser. 6 

Nedenfor er gjort rede for antagelser om forskellige alternative drivmidlers fortrængning 

af benzin og diesel. I sagens natur er det vanskeligt at give gode bud 

herpå, fordi teknologiernes udviklingshastighed og dermed privatøkonomiske fordelagtighed 

er forbundet med stor usikkerhed. Generelt kan siges at fortrængningen 

er begrænset af rådigheden over biomasseresurser samt anvendeligheden af de 

enkelte teknologier i forhold til det givne transportformål. De nedenstående forslag 

skal derfor ses som eksempler på en alternativ indretning af transportsystemet i 

2020 frem for en decideret prognose. 

Som det fremgår af figuren viser brintteknologi sig at være fordelagtigt, 7 men i det 

der er forudsat decentral fremstilling af brinten via elektrolyse er brugen heraf begrænset 

til køretøjer som har natparkering ved fremstillingsstedet, fx distributionskørsel 

og busser. Det er antaget at 10 % af trafikarbejdet for lastbiler og busser 

udføres med brintteknologi. Med de benyttede antagelser giver dette anledning til 

reduktioner på 0,5 millioner tons til en omkostning på 103 kr./ton. 

Det er antaget at der afsættes knapt 25 PJ biomasse (der kunne være tale om både 

importeret træ, flis eller indenlandsk halm eller en kombination) til brug i transportsektoren. 

Som nævnt anvendes denne biomasse bedst i transportsektoren som 

bioethanol til personbiler, og at 10 % af denne køretøjsgruppes brændselsbehov 

(som er i alt 96 PJ i 2020) kan imødekommes med denne mængde biomasse. Dette 

giver anledning til en reduktion på 0,6 millioner ton CO2 ækvivalenter til en reduktionsomkostning 

på 939 kr. per ton. Det undersøges senere i en følsomhedsanalyse, 

hvordan den totale mængde afsat til bioethanol påvirker de samlede omkostninger. 

Herudover er det antaget at der anvendes 5 PJ rapsfrø 8 til fremstilling af RME, som 

fortrænger diesel. RME kan anvendes i almindelige dieselmotorer uden modifika- 

6 Det er værd at bemærke i Alternative Drivmidler projektet i forbindelse med høringssvar 

er blevet valgt at arbejde med en fremtidig motorvirkningsgrad for benzinmotorer på 23,5 

%. Denne er dog næppe kompatibel med Energistyrelsens fremskrivning af efterspørgslen 

efter benzin. Derfor har referencebenzinmotoren her en virkningsgrad på 20 %. Begge skøn 

ligger dog inden for den sandsynlige fremtidige udvikling. 

7 Udviklingen i omkostninger for brændselsceller er behæftet med meget stor usikkerhed, 

og der er her anvendt en skøn der er kompatibelt med kommerciel anvendelse. 

8 I 2006 var den danske produktion af rapsfrø 11 PJ, jf. oplysninger fra 

www.statistikbanken.dk (435.000 tons a 26 GJ/ton). Arealet benyttet til raps udgjorde dette 

35

tioner. Dette giver anledning til en reduktion på 0,2 millioner tons til en reduktionsomkostning 

af 689 kr./ton. 

Det er antaget at elbiler erstatter 10 % af de benzindrevne biler og varevogne. Den 

marginale reduktionsomkostning herfor er 1.063 kr./ton, og den resulterende reduktion 

er 0,7 millioner tons. 

Endelig er det antaget at plugin-hybrid biler erstatter 40 % af alle benzindrevne og 

20 % af alle dieseldrevne personbiler og varevogne. For benzindrevne køretøjer er 

reduktionen 2,5 mio. tons til en enhedsomkostning på 911 kr./ton mens de dieseldrevne 

køretøjer har et potentiale på 0,8 mio. tons til en enhedsomkostning på 

1.692 kr./tons. 

Batterilevetiden har stor indflydelse på reduktionsomkostningen for el- og hybridbiler. 

Forudsættes batteriet at leve lige så længe som bilen (13 år i stedet for 6,2) er 

reduktionsomkostningen 33 kr./ton (benzin) og 539 kr./ton (diesel). Plug-in hybrider 

er dyrere som erstatning for dieselkøretøjer, idet disse typisk har en større motor, 

og derfor har installeret et større batteri. Også referencebilen (dvs. den benzin 

eller dieselbil der erstattes med en plugin-hybrid) har stor betydning for resultatet. 

Sættes fx benzinmotorens virkningsgrad til 23,5 % jf. fodnote 6 bliver reduktionsomkostningen 

for benzin plugin-hybrid 1.436 kr./ton. 

Elbehovet for hele transportsektoren med disse antagelser er 19 PJ. Det forudsat at 

omkostninger og emissioner fra denne "opstrøms" elproduktion svarer til 2/3 

vindmøller og 1/3 naturgasfyrede kraftværker. Emissionerne er værdisat til kvoteprisen, 

og er ikke tillagt køretøjets emissioner. 

Tabel 10 Opsummering af transportsektor forudsætninger 

2020-Scenarium (biomasse) Erstattes med 

Benzinbiler og –varevogne 40 % bliver hybridbiler 

10 % bioethanol (2.generation) 

10 % elbiler 

Dieselbiler og –varevogne 20 % bliver hybridbiler 

4,25 % (ekstra) kører på rapsolie (RME) 

Busser og lastvogne 10 % brint 

Kilde: Egne antagelser. 

Fordelingen af drivmidler i basisfremskrivningen og det alternative scenarie med 

biomasseimport er vist i Tabel 11. 

år cirka 10 % af arealet benyttet til korn, så dette behov ville kunne imødekommes med en 

mindre dansk omlægning fra korn til raps.

Tabel 11 Transportsektorens energiforbrug fordelt på brændsler 

Basis Ændring Scenarium 

PJ % PJ PJ % 

Benzin 96 36 % -54 42 18 % 

Diesel 130 48 % -16 113 49 % 

JP 44 16 % 0 44 19 % 

Ethanol 0 0 % 10 10 4 % 

Biodiesel 0 0 % 2 2 1 % 

El 0 0 % 2 2 1 % 

Hybrid 0 0 % 14 14 6 % 

Brint 0 0 % 3 3 1 % 

Biogas 0 0 % 0 0 0 % 

Total 270 100 % -39 230 100 % 

Note: Biodiesel omfatter RME og DME. Kilde: Egne beregninger. 

Emissioner og omkostninger for den del af køretøjerne der erstattes med ny teknologi 

er vist i Tabel 12. 

Tabel 12 Emissioner og omkostninger ved alternative transportteknologier, biomasse 

scenarium, 2020 

Ethanol biler 

Hybrid 

biler 

(b) 

El biler 

Hybrid 

biler 

(d) 

RME 

biler 

Brint 

gods / 

rute 

I alt 

Omkostninger "nye" mDKK 6.966 27.954 7.153 10.825 2.149 3.299 51.381 

Emissioner "nye" mt 0,11 0,26 0,00 0,10 0,00 0,00 0,36 

Omkostn. "gamle" mDKK 6.410 25.638 6.410 9.520 2.023 3.250 46.841 

Emissioner gamle mt 0,7 2,8 0,7 0,9 0,2 0,47 5,03 

Ekstra omkostninger mDKK 556 2.316 744 1.305 126 49 4.540 

Sparede emissioner mt 0,59 2,54 0,70 0,77 0,18 0,47 4,67 

Enhedsomkostning DKK/t 939 911 1063 1692 689 103 972 


2.2.2 Antagelser og resultater fra energisektoren 

I energisektoren bruges uudnyttet indenlandsk halm (36 PJ), biogas 9 (10 PJ) og træ 

(3 PJ) til at fortrænge centrale kul- og oliefyrede kraft- og kraftvarmeværker til 

produktion af el og varme. I det varmeafsætningen for centralt produceret fjernvarme 

sætter en overgrænse (27 PJ) for brugen af biomasse i central kraftvarme, vil 

fortrængningen af de centrale kul/olie værker efterlade et udækket behov for strøm 

på 28 PJ, idet en del af kul- og oliefyringen har været i kondensdrift. Dette udfyldes 

ved opstilling af godt 1.800 MW havvindmøller til en reduktionsomkostning på 

180 kr./ton. 

Halm-, biogas- og træfyringen giver anledning til en reduktion på 6,7 millioner 

tons (til reduktionsomkostninger på hhv. 107, 183 og 209 kr./ton), mens havvindmøllerne 

fortrænger 5,6 millioner tons CO2 ækvivalenter. Der er ikke indregnet 

omkostninger til reservekapacitet for vindmøllerne i dette scenarie. 

Denne udnyttelse af biomassen efterlader 37 PJ træ samt 14 PJ lignin og rapskagerester 

fra fremstillingen af biobrændstoffer til transportformål, som antages anvendt 

til rum- og procesvarmeformål i erhvervene. Dette resulterer i reduktioner på 4,0 

millioner tons til en reduktionsomkostning på 137 kr./ton. 

9 Det er forudsat at de biogasanlæg som erstatter CKV kan placeres i mindre byer, eller i 

udkanten af større byer med et større landbrugsbaseret oplandsområde. 

37

I den decentrale kraftvarmesektor erstattes naturgas med biogas (18 PJ) og havvindmøller 

(2 PJ strøm). Biogassen giver anledning til reduktioner på 1,2 millioner 

tons til en pris af 366 kr./ton, mens havvinden giver 0,2 mio. tons og koster 361 

kr./ton. Disse antagelser og resultater er beskrevet i detaljen i Tabel 13. 

Endelig fortrænger større varmepumper forbundet til fjernvarmenettet 1,9 millioner 

tons emissioner fra decentrale fossilt fyrede fjernvarmeværker til en gevinst på 203 

kr./ton), mens 45 % af husholdningernes gas- og oliefyr fortrænges af individuelle 

varmepumper til en gevinst på 348 kr./ton og et potentiale på 1,1 millioner tons. 

Strøm til varmepumper (12 PJ) er antaget forsynet via cirka 500 MW havvindmøller 

og 270 MW naturgasturbiner. Emissionerne herfra værdisættes til kvoteprisen 

og medregnes ikke som udledning fra varmepumperne. 

Tabel 13 Tiltag i energisektoren, biomasse scenarium 2020 

VP i 

huse 

VP for 

FV 

Biogas 

DKV 

Vind 

for 

DKV 

Halm 

CKV 

Biogas 

CKV 

Installeret kapacitet MW 764 1.260 309 135 1.075 178 113 1.840 2.362 8.036 

Indfyret, total PJ 4 7,2 25 2 36 15 4 28 57 178 

Total produktion PJ 17 27 18 2 36 10 3 28 51 192 

El produktion PJ 0 0 9 2 15 5 2 28 0 61 

Varme produktion PJ 17 27 9 0 21 5 2 0 51 131 

SØK omkostning mDKK 1.008 1.661 1.801 292 3.077 1.036 338 3.970 4.365 17.549 

Emissioner. mt 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 

Enhedsemission kg/GJ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 

Enhedsomkostning DKK/GJ 61 61 101 144 85 101 106 144 86 92 

Fortræningspct % 45 % 100 % 86 % 14 % 39 % 12 % 4 % 45 % 72 % 82 % 

Fortrængte emissioner mt 1,1 1,9 1,2 0,2 4,8 1,4 0,5 5,6 4,0 20,6 

Fortrængte SØK omk. mDKK 1.391 2.047 1.372 224 2.565 772 243 2.970 3.821 15.404 

Fortrængt enh.emis. kg/GJ 67 70 66 94 132 141 142 202 78 107 

Fortrængt enhedsomk. DKK/GJ 84 75 77 110 71 76 76 108 75 80 

Sparet enhedsemis. kg/GJ 67 70 66 94 132 141 142 202 78 107 

Ekstra enhedsomk. DKK/GJ -23 -14 24 34 14 26 30 36 11 11 

VE bidrag % 2,1 % 3,6 % 2,4 % 0,4 % 6,1 % 1,8 % 0,6 % 7,1 % 6,8 % 30,9 % 

Reduktionspotentiale mt 1,1 1,9 1,2 0,2 4,8 1,4 0,5 5,6 4,0 20,6 

Enhedsred.omk. DKK/t -348 -203 366 361 107 183 209 180 137 104 

Note: VE bidraget er beregnet som den fortrængte fossile energimængdes andel af basisfremskrivningens 

bruttoenergiforbrug, i den udstrækning den alternative teknologi er vedvarende (dette gælder fx ikke CCS). CKVg 

angiver gasfyret central kraft. Kilde: Egne beregninger. 

2.2.3 Samlede reduktioner og omkostninger 

Træ 

CKV 

Vind 

for 

CKV 

Træ i 

erhv. 

De samlede reduktioner kan med de ovenfor nævnte tiltag (samt udviklingen i basisfremskrivningens 

emissioner der står for de første 14 % af reduktionen) bringe 

Danmarks emissioner ned med 58 % af 1990 emissionerne (dvs. at de samlede 

emissioner er 42 % af 1990 niveauet). Den totale omkostning for denne reduktion 

er 12,7 milliarder kroner svarende til 0,63 % af BNP i 2020. I denne omkostning er 

ikke indregnet gevinster fra de tiltag med negativ reduktionsomkostning, idet det 

antages at disse gennemføres uanset den klimapolitik der ellers besluttes. Tiltagene 

er illustreret i en MAC-kurve i Figur 2. 

I alt

Figur 2 MAC kurve for biomasse scenariet, 2020 

(DKK/t) 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 

Varmepumper i husstande 

Varmepumpe for FV 

Foder CH4 


Halm i CKV 

Træ i erhverv 

Havvind for CKV 

Biogas for CKV 

Biogas for DKV 

Færre husdyr 


Ethanol biler 

Skovrejsning 

El biler 


-500 

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 

Reduktionsmålsætning (% i forhold til 1990 emission) 

Note: Den lodrette linje angiver basisfremskrivningsreduktionen i de samlede emissioner i 

2020 i forhold til 1990. 

De samlede omkostninger for forskellige procentvise reduktionsmålsætninger (på 

dansk jord) i biomasse scenariet er vist i Tabel 14. 

Tabel 14 Reduktionsomkostninger for forskellige niveauer af danske reduktioner, biomassescenariet 

2020 

Reduktionsmål (% af 1990) 30 % 35 % 40 % 45 % 50 % 55 % 58 % 

Max emission (Mt) 49,9 46,4 42,8 39,2 35,7 32,1 30,3 

Reduktion (Mt i fht basis) 11,2 14,7 18,3 21,9 25,4 29,0 30,8 

- heraf kvotebelagt 62 % 66 % 73 % 74 % 64 % 56 % 53 % 

Total omkostning (mDKK) 895 1.472 2.115 3.125 5.355 8.701 12.703 

Total omkostning (% af BNP) 0,04 % 0,07 % 0,11 % 0,16 % 0,27 % 0,43 % 0,63 % 

Gns. omkostning (kr/ton) 9 46 72 107 179 273 386 

Marginal omkostning (kr/ton) 137 180 183 450 911 1.063 5.250 

Note: Den totale omkostning er beregnet uden at medtage gevinsterne fra tiltag med negative reduktionsomkostninger, 

mens den gennemsnitlige omkostning dækker alle tiltag. 

Da energisektoren er omfattet af EU's CO2 kvotesystem kan energiselskaberne til 

et vist niveau købe sig fra deres reduktionsforpligtelser frem for at erstatte teknologien 

ud i Danmark - afhængig af hvad kvoteprisen er til den tid. Det er derfor nødvendigt 

at foretage en politisk diskussion af hvilke reguleringsinstrumenter der skal 

tages i brug for at hente disse potentialer i Danmark - skal man gå efter at påvirke 

ETS systemet eller skal der tilvejebringes supplerende nationale reguleringer, som 

pålægger energiselskaberne i Danmark at skifte teknologi. 

Af tabellen fremgår at en stor del af de billigste tiltag findes i den kvotebelagte 

sektor. Ved en reduktion på 30 % i forhold til 1990 findes 62 % af reduktionen (i 

forhold til basis) i den kvotebelagte sektor. Ved reduktioner på omkring 30-50 % er 

dette tal mellem 60 og 80 %. De dyreste tiltag (typisk i transportsektoren) trækker 

den kvotebelagte sektors andel ned til godt halvdelen, når reduktionskravet når op 

over 55 %. 

2.3 Scenarie 2: CCS 

I det andet analyserede alternativ scenarie belyses en situation hvor Danmarks nettoimport 

af biomasse forbliver uændret i forhold til 2005. Det betyder at potentia- 

39

lerne for udvidelsen af VE gennem biomasse er relativt beherskede i forhold til 

biomasse scenariet. Til gengæld antages det at det vil være muligt at benytte CCS 

på centrale kraft- og kraftvarmeanlæg i meget vidt omfang. 10 Dette scenarium tester 

således den anden betydelige mulighed for store reduktioner i energisektoren. 

2.3.1 Antagelser og resultater i transportsektoren 

I transportsektoren benyttes samme antagelser som i biomassescenariet, bortset fra 

at der ikke produceres eller benyttes bioethanol som erstatning for benzin (idet 

fraværet af biomasseimport fjerner biomassepotentialet herfor). Hermed er reduktionspotentialet 

i transportsektoren 0,6 millioner tons mindre end i biomassescenariet. 

Se i øvrigt afsnit 2.2.1. 

2.3.2 Antagelser og resultater i energisektoren 

I energisektoren er det antaget at de ubrugte mængder af halm(35 PJ) samt rapskage 

(2,5 PJ) til overs fra RME produktion anvendes til rum- og procesvarme i erhvervene. 

Herved fortrænges 49 % af de fossile brændsler i erhvervenes. Dette 

giver anledning til reduktioner på 2,7 millioner tons til en reduktionsomkostning på 

137 (rapskage) og 55 kr./ton (halm). 

I den central kraftvarmeforsyning antages det at 3.600 MW eksisterende kul og 

olieanlæg erstattes med nye kulkraftvarmeanlæg med CCS. I den udstrækning de 

nye anlæg pga. forholdet mellem el- og varmevirkningsgrad ikke kan dække det 

fortrængte anlægs elforsyning suppleres med havvindmøller. For centrale kulanlæg 

giver dette anledning til 2.200 MW kulkraft med CCS og 1.200 MW havvindmøller. 

De nye kulanlæg med CCS fortrænger 7,4 millioner tons CO2 ækvivalenter til 

en omkostning på 242 kr./ton, mens havvindmøllerne fortrænger 3,7 millioner tons 

til en omkostning på 180kr./ton. I afsnit 2.5.5 er der præsenteret en følsomhedsanalyse 

som viser omkostninger og potentialer ved alternative antagelser om virkningsgradstab 

og bortskaffelsesomkostninger. 

Tiltagene i husholdningernes varmeproduktion, fjernvarme og decentral kraftvarme, 

samt dækningen af strømbehov til varmepumper er de samme som i biomassescenariet 

(se afsnit 2.2.2). Detaljer om tiltagenes økonomi og emissioner er vist i 

Tabel 15. 


De samlede reduktioner kan med de ovenfor nævnte tiltag (herunder inkluderet 

udviklingen i basisfremskrivningens emissioner) bringe Danmarks emissioner ned 

med 53 % af 1990 emissionerne (dvs. at de samlede emissioner er 47 % af 1990 

niveauet). Den totale omkostning for denne reduktion er 12,3 milliarder kroner 

svarende til 0,62 % af BNP i 2020. I denne omkostning er ikke indregnet gevinster 

fra tiltagne med negativ reduktionsomkostning, idet det antages at disse gennemføres 

uanset den klimapolitik der ellers besluttes. Tiltagene i CCS scenariet er illustreret 

i en MAC-kurve i Figur 3. 

10 Det er antaget at al central kraft- og kraftvarmeproduktion foretages med CCS. Heri er 

indregnet at gamle anlæg skrottes, og at ikke afskrevne kapitalomkostninger indgår i beregningen 

af reduktionsomkostningen ved denne type tiltag.

Tabel 15 Tiltag i energisektoren, CCS scenarium 2020 

VP i 

huse 

VP for 

FV 

Biogas 

DKV 

Vind for 

DKV 

Rapskage 

erhv. 

Halm 

erhv. 

Kul KV 

CCS 

Vind for 

CKV 

Installeret kapacitet MW 764 1.260 309 135 104 1.515 2.169 1.238 7.493 

Indfyret, total PJ 4 7,2 25 2 2 36 78 19 175 

Total produktion PJ 17 27 18 2 2 33 59 19 176 

El produktion PJ 0 0 9 2 0 0 31 19 61 

Varmeproduktion PJ 17 27 9 0 2 33 27 0 115 

SØK omkostning mDKK 1.008 1.661 1.801 292 191 2.590 6.341 2.671 16.555 

Emission mt 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 1,1 0,0 1,1 

Enhedsemission kg/GJ 0 0 0 0 0 0 19 0 6 

Enhedsomkostning DKK/GJ 61 61 101 144 86 79 108 144 94 

Fortrængningspct % 45 % 100 % 86 % 14 % 3 % 46 % 69 % 31 % 77 % 

Fortrængte emis. mt 1,1 1,9 1,2 0,2 0,2 2,5 8,5 3,7 19,3 

Fortrængte SØK omk. mDKK 1.391 2.047 1.372 224 168 2.450 4.552 1.998 14.201 

Fortrængt enh.emis. kg/GJ 67 70 66 94 78 78 145 202 110 

Fortrængt enh.somk. DKK/GJ 84 75 77 110 75 75 78 108 81 

Sparet enhedsemis. kg/GJ 67 70 66 94 78 78 126 202 104 

Ekstra enhedsomk. DKK/GJ -23 -14 24 34 11 4 31 36 13 

17,9 

VE bidrag % 2,1 % 3,6 % 2,4 % 0,4 % 0,3 % 4,4 % 0,0 % 4,8 % % 

Reduktionspotentiale mt 1,1 1,9 1,2 0,2 0,2 2,5 7,4 3,7 18,2 

Enhedsred.omk. DKK/t -348 -203 366 361 137 55 242 180 129 

Note: VE bidraget er beregnet som den fortrængte fossile energimængdes andel af basisfremskrivningens bruttoenergiforbrug, i den 

udstrækning den alternative teknologi er vedvarende (dette gælder fx ikke CCS). 

Figur 3 MAC kurve for CCS scenariet, 2020 

(DKK/t) 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 



Foder CH4 

Halm i erhverv 


Havvind for kul CKV 

-500 

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 






Tabel 16 Reduktionsomkostninger for danske reduktioner ved forskellige reduktionsmålsætninger, 

CCS scenariet 2020 



Kul CCS for CKV 


Færre husdyr 


Skovrejsning 

El biler 


I alt 

41


- heraf kvotebelagt 43 % 61 % 70 % 75 % 66 % 57 % 53 % 

Total omkostning (mDKK) 373 1.063 1.927 2.854 4.490 7.715 12.310 


Gns. omkostning (kr/ton) -55 24 77 113 169 272 413 

Marginal omkostning (kr/ton) 180 242 242 366 689 940 5.250 



Som det også var tilfældet i biomasse scenariet findes størstedelen af reduktionerne 

i den kvotebelagte sektor. Ved reduktionskrav på mellem 30 og 45 % findes mellem 

60 og 70 % af tiltagene i den kvotebelagte sektor. Tendensen er dog mindre 

markant end biomassescenariet. 

2.4 Scenarie 3: Hverken CCS eller biomasseimport 

I det tredje analyserede alternativ scenarie belyses en situation hvor Danmarks 

nettoimport af biomasse forbliver uændret i forhold til 2005, og hvor CCS af den 

ene eller anden årsag ikke kan anvendes til drivhusgasreduktioner. Således er det 

kun vindmøller og varmepumper som i stor stil kan fortrænge fossil produktion i 

dette "hverken-eller" scenarie. I dette scenarie vil der også blive set på muligheden 

for at erstatte kul til kraftvarme med naturgas. 

Et problem med naturgas forsyningssikkerhed, idet den danske produktion af naturgas 

forventes at forsvinde indenfor et overskueligt tidsrum, og at forsyningen til 

Europa i fremtiden forventes at være koncentreret til færre udbydere. Derudover 

medfører afbrænding af naturgas også drivhusgas emissioner, om end i mindre 

skala end kulteknologi. Således bliver reduktionspotentialerne for erstatning af kul 

formindskede når erstatningen er naturgas. 

Den udstrakte brug af naturgas i stedet for kul betyder at vindkraft i stedet for at 

optræde som erstatning for den eksisterende elproduktion kan stilles til rådighed 

som energikilde i transportsektoren, enten via elbiler, plugin-hybrid eller brintteknologi. 

Kombinationen mellem vind og transport synes da også umiddelbart at 

være fordelagtig. 11 Oplagringen af energi i batterier eller via brint kan ske i perioder 

hvor vindkraften ellers ikke er fuldt efterspurgt, fx om natten eller i stærkt blæsevejr. 

Denne problemstilling er dog ikke analyseret nærmere her. 

2.4.1 Antagelser og resultater i transportsektoren 

Tiltagene i transportsektoren er de samme som i CCS scenariet, hvorfor potentialer 

og omkostninger er de samme. Se afsnit 2.3.1. 

2.4.2 Antagelser og resultater i energisektoren 

Det er antaget at al el- og kraftvarmeproduktion fyret med kul og olie erstattes af 

havvind, varmepumper og naturgasfyret central kraftvarme. 122 PJ kul og 8 PJ olie 

erstattes med 20 PJ gas kombineret med 30 PJ havvindmøller (svarende til 2000 

MW), og 27 PJ centrale varmepumper. Gasfyringen har en reduktionsgevinst på 52 

kr./ton og leverer et potentiale på 2,0 millioner tons, mens vindkraften koster 180 

kr./ton og leverer et potentiale på 6,0 millioner tons. Varmepumperne koster 375 

kr./ton og leverer reduktioner for 2,2 millioner tons. 

11 Ea Energi Analyse (2007a)

Tiltagene i husholdningernes varmeproduktion, fjernvarme og decentral kraftvarme, 

samt dækningen af strømbehov til varmepumper er de samme som i biomassescenariet 

(se afsnit 2.2.2). 

Tabel 17 Tiltag i energisektoren, "hverken-eller" scenarium 2020 

VP i 

huse 

VP for 

FV 

Biogas 

Vind 

for 

DKV 

Træ 

erhv. 

Halm 

erhv. 

Vind for 

CKV 

Kun gas 

CKV 

VP for 

CKV 

Installeret kapacitet MW 764 1.260 309 135 104 1.515 2.005 1.372 1.268 8.731 


Total produktion PJ 17 27 18 2 2 33 30 20 27 176 

El produktion PJ 0 0 9 2 0 0 30 20 0 61 

Varmeproduktion PJ 17 27 9 0 2 33 0 0 27 115 

SØK omkostninger. mDKK 1.007 1.661 1.801 292 191 2.590 4.326 2.237 2.010 16.116 

Emissioner, nye mt 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 2,0 0,0 2,0 




Fortrængte emissioner mt 1,1 1,9 1,2 0,2 0,2 2,5 6,0 4,0 2,2 19,3 

Fortrængte SØK omk. mDKK 1.391 2.047 1.372 224 168 2.450 3.236 2.131 1.182 14.201 

Fortrængt enh.emis. kg/GJ 67 70 66 94 78 78 202 202 81 110 

Fortrængt enh.somk. DKK/GJ 84 75 77 110 75 75 108 108 43 81 

Sparet enhedsemis. kg/GJ 67 70 66 94 78 78 202 103 81 99 

Ekstra enhedsomk. DKK/GJ -23 -14 24 34 11 4 36 5 30 11 

23,7 

VE bidrag % 2,1 % 3,6 % 2,4 % 0,4 % 0,3 % 4,4 % 7,7 % 0,0 % 2,8 % % 


Enhedsred.omk. DKK/t -348 -204 366 361 137 55 180 52 375 110 

Note: VE bidraget er beregnet som den fortrængte fossile energimængdes andel af basisfremskrivningens bruttoenergiforbrug, i den 

udstrækning den alternative teknologi er vedvarende (dette gælder fx ikke CCS). 


De samlede reduktioner kan med de ovenfor nævnte tiltag (herunder inkluderet 

udviklingen i basisfremskrivningens emissioner) bringe Danmarks emissioner ned 

med 52 % af 1990 emissionerne (dvs. at de samlede emissioner er 48 % af 1990 

niveauet). Den totale omkostning for denne reduktion er 11,9 milliarder kroner 

svarende til 0,60 % af BNP i 2020. I denne omkostning er ikke indregnet gevinster 

fra de tiltagne med negativ reduktionsomkostning, idet det antages at disse gennemføres 

uanset den klimapolitik der ellers besluttes. Tiltagene i "hverken-eller" 

scenariet er illustreret i en MAC-kurve i Figur 4. 

Som i de to andre scenarier for 2020 er tiltag i den kvotebelagte sektor klart overrepræsenteret 

i den billigste del af reduktionerne. Mellem 60 og knapt 70 % af 

potentialet for reduktionsmål mellem 30 og 45 % stammer fra tiltag i den kvotebelagte 

sektor. 

I alt 

43

Figur 4 MAC kurve for "hverken-eller" scenariet, 2020 

(DKK/t) 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 



Foder CH4 

Gas for kul CKV 

Halm i erhverv 


-500 

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 



Varmepumpe for CKV 

Færre husdyr 

N-norm 







"hverken-eller" scenariet, 2020 




- heraf kvotebelagt 53 % 61 % 70 % 74 % 62 % 54 % 51 % 

Total omkostning (mDKK) 221 772 1.415 2.739 4.806 8.180 11.946 


Gns. omkostning (kr/ton) -75 -2 42 106 184 290 413 




2.5 Følsomhedsanalyser 

Ud over bud på reduktionsomkostninger og -potentialer i scenarierne er et lige så 

vigtigt analyseresultat konsekvenserne af at ændre på enkelte af de helt centrale 

forudsætninger. 

2.5.1 Samfundsøkonomisk afkastkrav 

Valget af samfundsøkonomisk kalkulationsrente beror på en vurdering af bl.a. den 

benyttede tidshorisont for fordele og omkostninger ved investeringerne, såvel som 

en risikovurdering af hvorvidt investeringens nytte kan tænkes at forsvinde i løbet 

af projektets levetid. 

Det samfundsøkonomiske afkastkrav der anvendes i beregningerne af de annuiserede 

kapitalomkostninger kan have nogen betydning for resultaterne. Et højt afkastkrav 

"straffer" relativt kapitaltunge teknologier hvor investeringerne her og nu 

er store, men hvor gevinsterne senere hen også er relativt store. I modsætning hertil 

står teknologier med lavere startinvesteringer og lavere gevinster på sigt. 


Skovrejsning 

El biler 

Hybrid biler (d)

Eksempler på kapitaltunge investeringer er vindmøller, og kulfyring (særligt CCS) 

hvor brændselsomkostningerne er relativt små (sammenlignet med fx gas) gennem 

hele investeringens levetid, men hvor investeringsomkostningerne til gengæld er 

relativt store. "Combined cycle" naturgas turbiner er et modsat eksempel på en 

kapital let teknologi, i det disse turbiner er relativt billige at bygge, men til gengæld 

bruger et relativt dyrt brændsel. 

Et højt afkastkrav vil fordre de kapitallette teknologier, mens et lavere afkastkrav 

får kul, vind og CCS til at se mere fordelagtigt ud. Nedenfor ses reduktionsomkostninger 

givet forskellige reduktionsmål for indenlandske tiltag for de tre alternative 

scenarier gennemgået i dette kapitel. Tabel 19 viser omkostningerne ved et 

afkastkrav på 6 og 3 %. 

Tabel 19 Reduktionsomkostninger (% af BNP), 6 og 3 % afkastkrav 

Reduktionsmål (% af 1990) 25 % 30 % 35 % 40 % 45 % 50 % 

Biomasse scenariet, 6 % 0,02 % 0,04 % 0,07 % 0,11 % 0,16 % 0,27 % 

Biomasse scenariet, 3 % 0,02 % 0,03 % 0,05 % 0,07 % 0,10 % 0,19 % 

CCS scenariet, 6 % 0,02 % 0,05 % 0,10 % 0,14 % 0,22 % 0,39 % 

CCS scenariet, 3 % 0,01 % 0,02 % 0,06 % 0,09 % 0,17 % 0,28 % 

"Hverken-eller" scenariet, 6 % 0,01 % 0,04 % 0,07 % 0,14 % 0,24 % 0,41 % 

"Hverken-eller" scenariet, 3 % 0,01 % 0,02 % 0,04 % 0,08 % 0,17 % 0,30 % 


Af tabellen fremgår at alle scenarier får en markant lavere omkostning, hvis kalkulationsrenten 

sænkes til 3 %. De samlede omkostninger falder med groft sagt omkring 

30-50 % for de mindste målsætninger og omkring 30 % for de mest ambitiøse 

i alle tre scenarier. 

2.5.2 Energipriser 

Energipriserne har også stor betydning for reduktionsomkostningerne for de enkelte 

tiltag, og derved også for de samlede omkostninger. De nuværende høje brændselspriser 

betyder at det er mere fordelagtigt at anvende alternativer såsom vind og 

biomasse. Men med lavere priser på olie og naturgas bliver denne fordelagtighed 

mindre. 

I en følsomhedsanalyse er det antaget at brændselspriserne i 2020 stiger 12 med 40- 

50 %, bortset fra kul. Det centrale skøn for energipriserne, samt skønnet brugt i 

følsomhedsanalysen er beskrevet i Tabel 20. 

Tabel 20 Forudsætninger om energipriser 2020, DKK/PJ 

Central Følsomhed Ændring 

Kul 12,7 12,7 0 % 

Olie 55,8 83,7 50 % 

Gas 35,0 49,0 40 % 

Træ 31,2 46,8 50 % 

Halm 23,8 35,7 50 % 

Kilde: Energistyrelsens fremskrivninger af energipriser for 2020 samt COWI's illustrative skøn. 

12 De faktiske tal for stigningerne er valgt udelukkende som et illustrativt bud på en fremti- 

dig energiknap situation. 

45

I Tabel 21 fremgår de omkostningerne ved givne reduktionsmål på dansk jord. 

Disse kan umiddelbart sammenlignes med Tabel 19, som angiver reduktionsomkostningerne 

i de tre alternative scenarier med de centrale forudsætninger. 

Tabel 21 Følsomhedsanalyse af reduktionsomkostninger med to sæt energipriser (% af 

BNP) 


Biomasse scenariet 0,02 % 0,04 % 0,07 % 0,11 % 0,16 % 0,27 % 

Biomasse scenariet, høje priser 0,02 % 0,05 % 0,07 % 0,11 % 0,15 % 0,23 % 

CCS scenariet 0,02 % 0,05 % 0,10 % 0,14 % 0,22 % 0,39 % 

CCS scenariet, høje priser 0,00 % 0,03 % 0,07 % 0,11 % 0,18 % 0,27 % 

"Hverken-eller" scenariet 0,01 % 0,04 % 0,07 % 0,14 % 0,24 % 0,41 % 

"Hverken-eller" scenariet, høje priser 0,00 % 0,03 % 0,06 % 0,13 % 0,21 % 0,33 % 


Det er CCS scenariet som påvirkes mest gunstigt af de valgte alternative, højere 

energipriser, idet det er forudsat at kulprisen ikke ændrer sig, mens resten af energipriserne 

stiger. Biomassescenariet påvirkes relativt mindst, idet biomassepriserne 

også stiger, mens hverken-eller scenariet klarer sig bedre end biomassescenariet, 

fordi biomassescenariets brug af de dyrere biobrændsler forhindrer brug af mere 

prisufølsomt vind, varmepumper og transporttiltag. 

2.5.3 Levetid for batterier til el- og plugin-hybrid biler 

Som nævnt tidligere har levetiden af batterier til plug-in hybridbiler stor betydning 

for disse køretøjers reduktionsomkostning, fordi batteriet udgør en meget stor del 

af ekstraomkostningen. Levetiden er ansat til 6,2 år ud fra de hidtidige erfaringer 

med batteri- og hybridbiler, men dette skøn er behæftet med ret stor usikkerhed. 

Derfor er der her foretaget en følsomhedsanalyse der viser reduktionsomkostningerne 

såfremt levetiden for batteriet i stedet er 13 år, dvs. hele bilens levetid. 

Tabel 22 Reduktionsomkostninger (% af BNP), med kort og lang batterilevetid for el- og 

plug-in hybrid biler 


Biomasse scenariet (6,2 år) 0,02 % 0,04 % 0,07 % 0,11 % 0,16 % 0,27 % 

Biomasse scenariet (13 år) 0,01 % 0,03 % 0,06 % 0,09 % 0,12 % 0,18 % 

CCS scenariet, (6,2 år) 0,02 % 0,05 % 0,10 % 0,14 % 0,22 % 0,39 % 

CCS scenariet, (13 år) 0,01 % 0,03 % 0,07 % 0,11 % 0,17 % 0,26 % 

"Hverken-eller" scenariet (6,2 år) 0,01 % 0,04 % 0,07 % 0,14 % 0,24 % 0,41 % 

"Hverken-eller" scenariet (13 år) 0,01 % 0,02 % 0,05 % 0,09 % 0,16 % 0,28 % 


Denne følsomhedsanalyse viser at levetiden for batterier kan betyde at reduktionsomkostningerne 

bliver op til omkring 20-30 % mindre ved en reduktionsmålsætning 

på 40 til 50 % i forhold til 1990. Disse omkostningsfald ændrer også på rangordningen 

af tiltagene og MAC-kurvens udseende: plugin-hybrider som erstatter 

benzinbiler er nu næsten et omkostningsneutralt tiltag. Dette er illustreret for biomasse 

scenariet i Figur 5.

Figur 5 MAC kurve for biomasse scenariet, 2020 med lang batterilevetid 

(DKK/t) 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 



Foder CH4 



Halm i CKV 

-500 

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 

Kilde: Egen tilvirkning. 


2.5.4 Beregningsmæssig varmevirkningsgrad 

Som beskrevet i afsnit 1.3 er det et metodemæssigt vanskeligt spørgsmål at opdele 

emissioner fra kraftvarmeproduktion på hhv. kraft og varme i de tilfælde hvor en 

kraftvarmeteknologi erstattes af varme og/eller rene el-teknologier. Som beskrevet 

er denne opdeling foretaget ved at vægte produktionen af el og varme med med en 

beregningsmæssig varmevirkningsgrad på 250 %, dvs. at varme tilskrives 2,5 gange 

mindre omkostninger og emissioner end hvis forholdet mellem energiindhold i 

den producerede el og varme foreskriver. 

Denne beregningsmæssige varmevirkningsgrad kan så at sige "tippe" den marginale 

reduktionsomkostning mellem to forskellige tiltag, dog altid således at den samlede 

gennemsnitlige reduktionsomkostning for de to tiltag er den samme. 

I Tabel 23 vises betydningen af at sænke den beregningsmæssige varmevirkningsgrad. 

Med den høje varmevirkningsgrad er varme mindre værd, og den varmeproducerende 

teknologi (her kul KV med CCS) erstatter derfor ikke i lige så høj grad 

emissioner og fortrængte omkostninger. Med den lavere virkningsgrad erstattes 

flere emissioner og omkostninger, hvilket medfører at enhedsreduktionsomkostningen 

for den varmeproducerende teknologi falder, Tilsvarende stiger den for den 

rent elproducerende teknologi (her vind) når varmevirkningsgraden falder. 

Man kan fremføre økonomisk-teoretiske argumenter for at den beregningsmæssige 

varmevirkningsgrad i en langsigtet analyse bør afspejle det relative forhold mellem 

el- og varmeprisen. Den i scenarierne anvendte varmevirkningsgrad på 250 % afspejler 

et el/varmeprisforhold på fx 100 og 40 kr./GJ, mens følsomhedsanalysen 

(167 %) afspejler en el/varmepris på fx 100 og 60 kr./GJ. 

Træ i erhverv 


Biogas for CKV 


Færre husdyr 


Ethanol biler 

Skovrejsning 

El biler 

47

Tabel 23 Betydning af ændret forhold mellem el- og varmepris 

Kul KV 

CCS 

Hav- 

vind 

I alt 

Kul KV 

CCS 

Havvind 

Med høj varmevirkningsgrad Med lav varmevirkningsgrad 

Fortrængt % 69 % 31 % 100 % 72 % 28 % 100 % 

Ekstra omkostning mDKK 1.789 673 2.462 1.624 837 2.462 

Reduktion mt 7,4 3,7 11,1 7,7 3,4 11,1 

Reduktionsomkostning DKK/ton 242 180 221 211 244 221 

Note: Med en høj varmevirkningsgrad (her 250 %) tæller varmen for en lille del af omkostninger og 

emissioner i basis, mens en lav varmevirkningsgrad (her 167 %) indikerer at varmen forårsager større 

omkostninger og emissioner. 

2.5.5 Omkostninger og effektivitet af CCS 

I CCS scenariet var reduktionsomkostningen for et kulkraftvarmeværk udstyret 

med CCS 242 kr./ton, og tiltaget reducerede udledningerne med 7,4 millioner tons. 

Her var forudsat et virkningsgradstab på 6 %, en ekstra investeringsomkostning på 

40 % af kapitalomkostningen, en separeringsandel på 85 % og en bortskaffelsesomkostning 

(inkl. transport) på 150 kr./ton CO2. 

Antager man i stedet et virkningsgradstab på 9 % og en bortskaffelsesomkostning 

på 225 kr./ton, en separeringsandel på 80 % og en ekstra kapitalomkostning på 50 

% er reduktionsomkostningen for CCS kulkraftvarme i stedet 437 kr./ton. Reduktionen 

i udledningerne er med disse antagelser kun 6,5 millioner tons. 

2.5.6 Indregning af skatteforvridningstab 

Den samlede statsfinansielle virkning af provenu-ændringen i afgifter og tilskud 

(med de nuværende satser 13 ) er beregnet til et tab på op til mellem 3,3 og 3,8 milliarder 

kroner per år ved brug af alle tiltag. Med en 20 % skatteforvridningsfaktor 14 

svarer dette til en ekstra reduktionsomkostning på op til 800 til 880 millioner kroner, 

eller op mod 0,04 % af BNP. Dette tab fordeler sig omtrent ligeligt mellem 

transport og energisektoren. 

I energisektoren er det særligt erhvervenes overgang fra fossile til bio brændsler 

som har betydning for afgiftsprovenuet. Målt i forhold til reduktionen koster dette 

statskassen omkring 425 kr./ton. Omlægningen fra fossil varme til varmepumper 

har en relativt mindre effekt, idet det er antaget at den forbrugte elektricitet er afgiftspålagt. 

Effekten på statskassen er et tab på omkring 130 til 150 kr./ton for 

varmepumper. 

I transportsektoren er effekten på elbiler og plugin-hybrider der erstatter benzindrevne 

køretøjer et tab på omkring 550 kr./ton. For en plugin-hybrid der erstatter et 

dieseldrevet køretøj er tabet på 172 kr./ton, idet afgiften på diesel er mindre end på 

benzin. Afgiftsmæssigt giver brintproduktion en gevinst på 71 kr./ton, når brinten 

erstatter diesel i busser og lastbiler. 

13 

Det er metodisk problematisk at forestille sig at skattesystemet ikke ændres i forbindelse 

med de relativt omfattende klimatiltag der foretages i scenarierne. 

14 

Hertil kommer også forvridninger på el- og varmemarkederne som følge af prispåvirkninger, 

samt evt. andre relaterede markeder. Analysen af forvridningsomkostninger ligger 

uden for sigtet med dette projekt. 

I alt

Disse resultater er beregnet på baggrund af en forudsætning om en uændret afgiftssats 

på el på 599 kr./GJ til varmeformål (varmepumper), samt 664 kr./GJ for øvrige 

formål, dvs. el til plugin-hybrider og brintproduktion. 

2.5.7 Biomasse til biler eller kraftvarme? 

I biomasse scenariet anvendtes 24 PJ træ til fremstilling af ethanol. Dette gav anledning 

til en reduktion på 0,59 mio. tons til en pris på 939 kr./ton. Restproduktet 

herfra, lignin (12 PJ), blev antaget anvendt til rum- og procesvarmeformål i erhvervene. 

Anvendes træet i stedet i energisektoren, kan det bruges til at nedbringe den fossile 

indfyring til erhvervenes rum- og procesvarme. Hermed fortrænger dette tiltag 4,8 

millioner tons til en omkostning på 430 kr./ton. Uden dette ekstra træ, var fortrængningen 

4,0 mio. tons. 

Ved at bruge træet i til rum- og procesvarme bliver det samlede potentiale 57,9 % 

af 1990 til en omkostning på 12,2 milliarder kroner. I biomassescenariet var det 

tilsvarende samlede potentiale 57,6 % og omkostningen 12,7 milliarder kroner. 

Med de benyttede forudsætninger betyder brugen af biomasse i energisektoren 

frem for i transportsektoren både at den totale reduktion bliver 0,2 millioner tons 

større, og at omkostningerne bliver 500 millioner kroner mindre. 

Dette er dog blot et ud af mange mulige regneeksempler, som ikke nødvendigvis 

alle vil nå frem til samme resultat. Bl.a. afhænger resultatet især af hvor "klimauvenlig" 

en teknologi det anvendte træ erstatter, samt energieffektiviteten af anvendelsen 

af træet i transportsektoren og biobrændstoffernes affaldsprodukt i energisektoren. 

2.6 Diskussion 2020 

Hovedformålet med at sammenligne de tre scenarier for 2020 i denne analyse er at 

vise betydningen af to vigtige teknologier for ambitiøse drivhusgasreduktioner, 

CCS og biomasse el og varme. Begge disse to teknologier er præget af en vis usikkerhed 

i forhold til om de kan bidrage med væsentlige reduktionspotentialer og til 

rimelige omkostninger. 

Analyserne af tiltag i 2020 viser at reduktionspotentialet i biomasse scenariet er 4 

til 5 procentpoint større end de to øvrige scenarier. Det skyldes at den øgede tilgang 

af biomasse tænkes anvendt til erhvervenes proces- og rumvarme. Uden betydelige 

mængder biomasse er det vanskeligt at pege på andre tiltag som kan frembringe 

væsentlige reduktioner fra denne kilde. De samlede omkostninger i biomassescenariet 

er 0,63 % af BNP (svarende til 12,7 mia. kroner) ved en reduktion på 

57,6 % i forhold til 1990. De mindst omkostningseffektive reduktioner er dog ganske 

dyre. Ved en reduktionsmålsætning på 50 % i forhold til 1990 er omkostningen 

således kun 0,27 % af BNP svarende til 5,3 mia. kroner. 

Sammenligner man dette scenarie med CCS scenariet og det såkaldte "hverkeneller" 

scenarie (her er der ikke er nogen import af biomasse, og CCS finder ikke 

anvendelse) kan der kun nås en dansk reduktion på hhv. 53,4 % og 52,3 % af 1990 

emissionerne. Dette sker til en omkostning på hhv. 12,3 og 11,9 milliarder kroner, 

svarende til 0,62 % og 0,60 % af BNP. Til gengæld betyder de omfattende investeringer 

i og brug af naturgas formentlig en vis fastlåsning, kombineret med at yderligere 

reduktioner i energisektoren kan være vanskelige at opnå, i fald CCS til naturgasfyrede 

anlæg viser sig omkostningsfuldt at opnå. 

49

I begge disse scenarier kan en reduktionsmålsætning på 50 % mødes til en omkostning 

på 0,4 % af BNP, svarende til 7,8 mia. kroner. De væsentligste tiltag i disse 

scenarie er hhv. CCS på kulværker, eller overgang fra kul til naturgas i hverkeneller 

scenariet. Derudover anvendes i alle tre scenarier biogas, varmepumper, land- 

og havvindmøller, hybridbiler, samt brintbusser og -lastbiler. Det kan altså konkluderes 

at en gennemførsel af disse tiltag vil medføre relativt ambitiøse danske reduktioner 

i 2020, selv uden CCS eller biomasse-import. Gennemførslen af mange disse 

tiltag er dog betinget af at energisystemmæssige forhold, som ikke er undersøgt til 

bunds i dette projekt. 

I alle tre 2020 scenarier spiller transportsektoren en væsentlig rolle i at nå reduktioner 

på over 45 %. Disse reduktioner nås fortrinsvis via plugin-hybrid biler, men 

også elbiler og anvendelse af brint til busser og lastbiler spiller en rolle. Reduktioner 

i transportsektoren er, givet de bagvedliggende antagelser, meget dyre – typisk 

over 7-800 kr./ton. Langt det meste af denne omkostning skyldes omkostninger til 

udskiftning af batterier i plugin-hybrid biler. 

Det er skønnet at batteriernes levetid i plugin-hybridbiler betyder at disse skal udskiftes 

to gange i køretøjets 13-årige levetid. Dette skøn er imidlertid behæftet med 

stor usikkerhed, da batterier i disse år undergår en kraftig teknologisk udvikling. En 

følsomhedsanalyse viser at reduktionsomkostningen falder fra mellem 800 til 1.600 

kr./ton til mellem 0 og 500 kr./ton hvis de kun skal skiftes én gang. Dette betyder at 

de totale reduktionsomkostninger ved en 50 % dansk reduktion falder med 10-15 

promillepoints ned til mellem 0,2 til 0,3 % af BNP. Dette svarer til en et fald i reduktionsomkostningerne 

for denne reduktion på 1 til 2 milliarder kroner per år. 

Selvom disse resultater er forbundet med store usikkerheder, viser de at forbedringer 

i batteriteknologi til plugin-hybrider kan være af stor værdi selv for den nære 

fremtids klimapolitik. 

Der er også udført følsomhedsanalyser på en stigning i energipriserne på olie, gas, 

halm og træ. Denne analyse viser at særligt CCS er økonomisk fordelagtigt i forhold 

til stigende priser på disse energiråvarer. Reduceres den samfundsøkonomiske 

kalkulationsrente fra 6 til 3 % kan reduktionsomkostningerne typisk 1 milliard 

kroner/år mindre (svarende til 0,05 % af BNP) i alle scenarier for de fleste reduktionsniveauer. 

Dog er omkostningerne endnu mindre i CCS scenariet, fordi denne 

teknologi er meget kapitaltung. 

2.7 Litteratur 

COWI, 2007a. Climate 2050. The road to 60–80 percent reductions in the emissions 

of greenhouse gases in the Nordic countries. TemaNord 2007:535, Nordic 

Council of Ministers, Copenhagen 2007. 

COWI, 2007b. Klima 2050 - supplerende analyser for Danmark. Rapport for Miljøstyrelsen. 

Ea Energy Analyses 2007a. 50 % vindkraft i Danmark – en teknisk økonomisk analyse. 

København juni 2007. 

Ea Energy Analyses og RISØ National Laboratory. 2007b, udkast maj. Danish 

greenhouse gas reduction scenarios for 2020 and 2050. Udarbejdes for Miljøstyrelsen.

Energistyrelsen. 2008. Basisfremskrivning af Danmarks energiforbrug frem til 

2025, notat 17. januar 2008, samt tilhørende talmateriale fra 

http://www.ens.dk/graphics/ENS_Energipolitik/strategi_visionaer/Detaljeredetal%20basis_dec07.xls 

Energistyrelsen. 2005b. Technology Data for Electricity and Heat Generating 

Plants. Udarbejdet af Energistyrelsen, Elkraft System og Eltra. Marts 2005. 

Energistyrelsen. 2007a. Appendiks: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser 

på energiområdet. januar 2007. 

Energistyrelsen. 2007b. Fremtidens Havvindmølleplaceringer, april 2007. 

European Environment Agency (2006): "How much bioenergy can Europe produce 

without harming the environment?", EEA Report No 7/2006, ISSN 1725-9177, 

http://reports.eea.europa.eu/eea_report_2006_7 

Fødevareministeriet (2008): "Jorden – En knap resurse. Fødevareministeriets rapport 

om samspillet mellem fødevarer, foder og bioenergi", 

http://www.agrsci.dk/var/agrsci/storage/original/application/7a823f72601cc356419 

d507b8d5a61b5 

Jørgensen, K. 2007. Personlig kommunikation med Kaj Jørgensen fra RISØ vedrørende 

effekter og omkostninger ved diverse transportsektorteknologier. Emails 

modtaget i perioden 25. oktober til 9. November 2007. 

Skatteministeriet, Miljø- og Energiministeriet, 1999. Undersøgelse af mulighederne 

for begrænsning af CO2-udledningerne fra aktiviteter i Nordsøen, februar 1999 

51

3 Tiltag i 2050 

3.1 Basisfremskrivning 

Basisscenariet for 2050 viser, hvad der sker hvis der ikke træffes nye energipolitiske 

beslutninger og det antages, at energiproduktionen følger teknologiudviklingen 

indenfor de eksisterende reguleringsmæssige rammer. 

Energistyrelsens seneste fremskrivning anvendes som grundlag for fremskrivningen 

af energiforbruget frem til 2050, jf. Energistyrelsen (2008). Energistyrelsens 

fremskrivning går kun til 2025, og derfor er det nødvendigt i dette projekt at foretage 

en yderligere fremskrivning fra 2025 til 2050. Resultaterne af fremskrivningen 

beskrives i afsnit 3.1.1. 

3.1.1 Basisfremskrivningens forudsætninger og resultater 

Basisfremskrivningen for 2050 er konstrueret ved en simpel forlængelse af trender 

i Energistyrelsens fremskrivning. Vækstraterne fra 2025-2050 er som udgangspunkt 

valgt som den gennemsnitlige vækstrate i energiforbruget fordelt på sektorer 

mellem 2010 og 2025. De faktiske og valgte vækstrater er illustreret i Figur 6. 

Figur 6 Vækstrater og valgte trender for vækst i energiforbrug 2005-2025 (% p.a.) 

2,0% 

1,5% 

1,0% 

0,5% 

0,0% 

-0,5% 

-1,0% 

-1,5% 

-2,0% 

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 

Kilde: Energistyrelsen (2008). 

Elforbrug 

Fjernvarmeforbrug 

Transport 

Erhverv 

Husholdninger 

Væksten i forbruget af el (0,9 % p.a.) og fjernvarme (-0,4 % p.a.) bruges sammen 

med et skøn for udviklingen i de gennemsnitlige virkningsgrader for el og varmeproduktion 

15 til at beregne væksten i brændselsforbruget i ren elproduktion (kondens) 

og ren fjernvarmeproduktion. Vækstprocenter fra udviklingen i 2010-2025 

ligger bag den forudsatte udvikling i vindkraft og kraftvarme mv.. Udviklingen i 

nettabet er beregnet ud fra udviklingen i el- og varmeefterspørgslen, i det det er 

15 Se Figur 14 i appendiks B

antaget at nettabets andel af produktionen er den samme som i 2010-25. Det er 

forudsat at den i perioden 2005-2025 stigende elimport fastlåses på niveauet i 

2025. Således er det antaget at kondens- og fjernvarmeproduktion tilpasser sig 

væksten i el- og varmeefterspørgslen. For Nordsøen er det forudsat at produktionen 

(og dermed energiforbruget) er udfaset i 2050. Disse antagelser giver anledning til 

et samlet brændselsforbrug som vist i Figur 7 og en energibalance som vist i Tabel 

24. 

Figur 7 Brændselsforbrug 2005-2050 (PJ) 

1200,00 

1000,00 

800,00 

600,00 

400,00 

200,00 

0,00 

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 

Kilde: Energistyrelsen (2008) og egne beregninger. 

Tabel 24 Energibalance for energiproduktion og forbrug i 2050 (PJ) 

Brændsel El 

Fjernvarme 

Total 

2050 

El- og fjernvarme 

Olie- og gassektor 

Transport 

Husholdninger 

Erhverv 

Total 

2020 

Nordsøen 0 0 0 0 48 

El og fjernvarme 393 -136 -94 163 111 

- Fjernvarme 30 1 -27 4 6 

- Kondens 186 -81 0 105 52 

- Kraftvarme 165 -59 -91 15 16 

- Vind 12 -12 0 0 0 

- Nettab 0 13 25 38 37 

Endeligt energiforbrug 576 177 94 847 717 

- Transport inkl. raffinaderier 397 3 0 400 298 

- Produktionserhverv 80 63 10 153 130 

- Service 15 58 28 102 89 

- Husholdninger 69 52 56 177 186 

- Øvrige 14 0 0 14 14 

Total 969 40 0 1.009 875 

Kilde: Egen tilvirkning på baggrund af Energistyrelsens fremskrivning af energiforbruget. Transportsektoren 

er inkl. forbrug til arbejdskørsel. 

For at kunne bruge denne basisfremskrivning til analyse af drivhusgasreduktionstiltagene 

i 2050 er gjort en række yderligere antagelser om fordeling af kraftvarmeproduktionen 

på centrale og decentrale anlæg, fordelingen af vejtransportsektorens 

dieselolieforbrug på transportformer og fordelingen af erhvervenes dieselforbrug 

på arbejdskørsel og andet. Disse forudsætninger er identiske med 2020 basisfremskrivningen, 

og de er beskrevet nærmere i afsnit 2.1.2. 

53

3.1.1.1 Energisektoren 

Basisfremskrivningen for energisektorens brændselsforbrug, emissioner og omkostninger 

i 2050 er vist i Tabel 25. 

Der udledes 32,8 mio. tons drivhusgasser (CO2 ækvivalenter) fra energisektoren i 

2050 og de årlige omkostninger i energisektoren er 43,7 mia. kr. For de fleste teknologier 

udgør brændselsomkostningen den største andel af de samlede omkostninger, 

dog ikke for VE-teknologierne, hvor afskrivninger på anlæg udgør den 

største omkostning. 

Tabel 25 Energisektorens brændselsforbrug, produktion, emissioner og omkostninger i 

basisfremskrivningen, år 2050 

CKV DKV FV 

Olie / 

gas 

fyr 

Erhv. VE I alt 

Kulforbrug PJ 204 0 0 0 13 0 218 

Gasforbrug PJ 27 23 15 21 44 0 130 

Olieforbrug PJ 11 0 4 10 26 0 51 

Installeret effekt MW 8.489 611 871 1.375 3.640 4.808 19.795 

El produktion PJ 122 9,9 0 0 0 41,4 174 

Varmeproduktion PJ 21,6 9,5 19 30 79 102 261 

Emissioner Mt 21,8 1,3 1,2 2,0 5,8 0,7 32,8 

SØK omkostninger mDKK 15.465 1.760 1.462 2.638 6.314 16.032 43.672 

- heraf brændsel mDKK 5.216 1.023 1.005 1.670 3.998 2.520 15.431 

- heraf afskrivninger mDKK 2.030 347 211 765 882 6.227 10.462 

- heraf eksternaliteter mDKK 6.364 364 47 91 196 6.313 13.375 

Enhedsemission kg/GJ 1.856 26 199 112 1.239 972 4.403 

SØK enhedsomkostning DKK/GJ 151 68 65 66 74 5 75 

- heraf brændsel DKK/GJ 107,5 90,7 77,7 88,8 80,3 111,4 100,6 

- heraf afskrivninger DKK/GJ 36,3 52,7 53,4 56,2 50,8 17,5 35,5 

- heraf eksternaliteter DKK/GJ 14,1 17,9 11,2 25,8 11,2 43,3 24,1 

Noter: Eksternaliteter omfatter øvrige emissioner (NOx, SO2 og partikler) og skatteforvridningstab 

1) Varmeproduktionen i denne tabel angiver netbaserede varmeproduktion (fjernvarme og kraftvarme, 

der også fremgår af Tabel 24) samt derudover erhvervenes produktion af proces- og rumvarme. 

2) Det har inden for projektets rammer ikke været muligt at foretage en tilbundsgående korrektion af 

2050 basisfremskrivningens el- og varmevirkningsgrader så de er afstemt til ovenstående. Der er 

således en forskel i elproduktionen på 18 PJ i forhold til Tabel 24. Det vurderes at ovenstående tabel 

er mest retvisende. 

3) De tre underkomponenter af SØK (brændsel, afskrivninger og eksternaliteter) summer ikke til 

totale SØK omkostninger, da disse herudover omfatter drifts- og vedligeholdelsesomkostninger. 

3.1.1.2 Transportsektoren 

Der forudsættes samme energieffektivitet og priser for transportteknologierne i 

2050 som i 2020, og disse forudsætninger er beskrevet nærmere i afsnit 1.5.4. I 

hovedtræk stammer oplysninger om personbilers effekter og priser fra Energistyrelses 

projekt "Alternative drivmidler". Data om brug af biobrændsler i øvrige 

transportformer er fastsat på baggrund af øvrige kilder og egne skøn. Oplysninger 

om hybridbiler og brint til lastbiler og busser er indhentet fra Kaj Jørgensen på 

RISØ, jf. Jørgensen (2007). 

Det kan bemærkes at det ikke har været muligt inden for projektets rammer at tilvejebringe 

skøn for den teknologiske udvikling mellem 2020 og 2050, og at de anvendte 

fælles skøn dækker en fremtid omkring 2025. Særligt batterilevetid og – 

omkostninger må forventes at falde yderligere i en 2050 tidshorisont. Enhedsreduktionsomkostningerne 

for 2050 for el- og plugin-hybridbiler må derfor siges at være 

meget konservativt ansatte. For plugin-hybrider foretages en følsomhedsanalyse,

hvor batterilevetiden antages fordoblet, så den svarer til køretøjernes gennemsnitlige 

levetid. 

Basisfremskrivningen for transportsektorens brændselsforbrug, emissioner og omkostninger 

i 2050 er vist i Tabel 26. I bilag D er vist en række teknologispecifikke 

data for transportsektoren i basisfremskrivningen. 

Det fremgår af Tabel 26, at der udledes 27,2 mio. tons drivhusgasser fra transportsektoren 

(inkl. arbejdskørsel) i 2050 og de årlige omkostninger i transportsektoren 

er 194 milliarder kroner. 

Tabel 26 Transportsektorens emissioner og omkostninger i basisfremskrivningen, 2050. 

Benzin 

køretøjer 

Diesel bil / 

varevogn 

Lastbiler 

/ 

busser 

Bane, 

luft- og 

søfart 

I alt 

Trafikarbejde mia. km 72,3 42,9 9,6 124,9 

Trafikarbejde PJ mek. 26,0 19,9 19,7 65,7 

Brændstofforbrug PJ 130,2 79,7 82,1 74,6 366,6 

SØK kørselsomk. DKK/km 1,21 1,51 4,35 7,08 

Enhedsemission g CO2/km 132 138 637 907 

SØK omkostning mDKK 87.796 64.922 41.823 194.541 

Emission i basis mt CO2e 9,5 5,9 6,1 5,6 27,2 

Noter: 1) Der er 30 PJ forskel på transportsektorens brændselsforbrug i forhold til Tabel 24. Disse kan 

henføres til 15 PJ RME og 15 PJ raffinaderigas som ikke optræder i ovenstående tabel. 

2) "PJ mek." angiver energiforbruget "an hjul". I beregningen af trafikarbejdet er for biler er benyttet 

Energistyrelsens fremskrivning af brændstofforbruget samt en forudsat kørselseffektivitet på 24,3 

km/l, for dieselbiler/varevogn 20,2 km/l og for lastbiler/busser er forudsat 5,0 km/l. Trafikarbejdets 

størrelse har kun betydning for afrapporteringen af de forskellige teknologiers brændstof effektivitet. 

Beregningen af drivhusgas fortrængning og omkostninger hertil hviler udelukkende på brændstofforbruget. 

3.1.2 Teknologier i 2050 

For at sikre konsistens mellem teknologiernes omkostninger og effektivitet i 2020 

og 2050 er der i basisfremskrivningen for 2050 taget udgangspunkt i samme kilde 

som for 2020, hvilket er Energistyrelsens teknologikatalog (Energistyrelsen 

2005b). For vindenergi, bølgekraft og solceller er der indregnet en prisudvikling fra 

2020 til 2050, hvor kilden er de nyeste oplysninger fra IEA 2006 (International 

Energy Agency). 

Det forventes, at disse vedvarende energiteknologierne vil falde i pris på lang sigt, 

og der er taget udgangspunkt i data fra IEA, se tabel nedenfor. Det er elproduktion 

fra solceller der forventes at falde mest i pris fra 2020 til 2050, men der er også 

betydelige prisfald på de øvrige teknologier. 

Tabel 27 Udviklingen i udvalgte teknologiers omkostninger fra 2020-2050. 

USD/kW 

2005 

Investeringsomkostninger 

2030 2050 2020* 

Udvikling 

2020-2050 

Land vindmøller 900-1100 800-900 750-900 820-940 -6,4 % 

Hav vindmøller 1500-2500 1500-1900 1400-1800 1500-2020 -8,8 % 

Bølgekraft* 2900 2200 2100 2340 -10,3 % 

Solcelle PV 3750-3850 1400-1500 1000-1100 1870-1970 -45,3 % 

Kilde: International Energy Agency (2006, tabel 4.13 p. 232). *) Egne beregninger for år 2020, hvor 

der foretages interpolation mellem 2005 og 2030. IEA angiver ikke udviklingen for bølgekraft. Til 

dette formål er i stedet brugt "Tidal". 

55

I bilag C er vist de anvendte teknologidata for hver teknologi i basisfremskrivningen 

for 2050. 

Der antages samme emissionsfaktorer for hver teknologi som er anvendt i 2020 

scenariet. For SO2, NOx og partikler anvendes emissionsfaktorerne fra Teknologikataloget 

Technology Data for Electricity and Heat Generating Plants (Energistyrelsen 

(2005b)). For CO2, metan (CH4) og lattergas (N2O) anvendes Energistyrelsens 

typiske emissionskoefficienter for brændsler og el og fjernvarme. (Energistyrelsen 

(2007)). 

3.2 Pessimistisk scenarium: CCS og indenlandsk biomasse 

I det pessimistiske scenarium for 2050 antages der alene brug af indenlandske biomasseresurser, 

og dernæst antages der fuld anvendelse af vindresurserne. I dette 

scenarium antages bølgekraften at slå igennem, og der antages et potentiale på 26 

PJ elproduktion 16 . Derudover investeres i CCS i den centrale el- og varmeproduktion. 

I det pessimistiske scenarium antages samme udbud af biomassepotentialer i Danmark, 

som der anvendes i 2020 basisscenariet, bortset fra træ og raps som er fremskrevet 

med de fundne vækstrater. Biomassepotentialet i 2050 er vist i Tabel 28. 

Tabel 28 Biomassepotentialer i Danmark 2050 

Biomasse Yderligere Forbrug basis- Rest 

potentiale potentiale fremskrivning potentiale 

Træ, flis, mv. 77 77 0 

Halm 55 17 38 

Affald. 30 30 0 

Biogas 40 5 35 

Raps 15 5 15 5 

Totale biomassepotentiale 217 5 144 78 

Kilde: Biomassepotentialet i Danmark for 2005 er vurderet af Energistyrelsen, og det er antaget at der 

ikke sker yderligere udvikling, se http://www.ens.dk/sw11370.asp. Dog er potentialet for rapsafgrøder 

til energiproduktion eget skøn, og det svarer til en fordobling af rapsproduktionen i Danmark, hvor 

der i dag produceres hvad der svarer til 11 PJ rapsfrø. 

Der anvendes 144 PJ biomasse i basisfremskrivningen for 2050, hvilket betyder, at 

der er 78 PJ tilbage til at fordele mellem transport og energiproduktion. 

Det er her valgt at anvende de resterende halmresurser (38 PJ) til energiproduktion, 

da den marginale reduktionsomkostning (kr./reduceret kg CO2 ækvivalenter) ved 

disse teknologier er lavere end ved anvendelsen af halmen til transportbrændstoffer. 

Det resterende biogaspotentiale anvendes i den decentrale kraftvarmeproduktion. 

Endelig bruges der yderligere 5 PJ rapsfrø i transportsektoren til produktion af 

biodiesel (RME). 

Med hensyn til vindenergi, så har Energistyrelsen vurderet ("Fremtidens havvindmølleplaceringer 

2025"), fastholdes potentialet for yderligere 68 PJ havvindmøller. 

Det er antaget at de 25 PJ heraf bruges til opstrøms elektricitet til transportsektoren 

16 Det svarer til 150 km kystlinie og en effekt på 10 MW per km, 4800 timer/år (jf. Tekno- 

logikataloget).

(sammen med 5 PJ ledigt potentiale for landvind 17 ), da der anvendes meget el og 

hybridbiler i transportsektoren. En tredjedel af elforbruget til transportsektoren 

kommer fra gasturbiner. Elbehov til varmepumper udgør 12 PJ, som også dækkes 

af havvindmøller. 

Nedenfor gives en nærmere beskrivelse af scenariets konsekvenser for omkostninger, 

energiforbrug og brændselssammensætning i henholdsvis energisektoren og 

transportsektoren. 

3.2.1 Antagelser og resultater for transportsektoren 

I transportsektoren er gjort en række forudsætninger om hvilke teknologier og 

brændsler der antages anvendt i 2050, hvilket fremgår af Tabel 29. 

Tabel 29 Forudsætninger om transportteknologier i 2050 

Erstattes med i 2020 Erstattes med i 2050 

Benzinbiler (inkl. varevogne) 

Dieselbiler (inkl. varevogne) 

10 % elbiler 

40 % plugin hybridbiler 

(10 % ethanol) 

20 % plugin hybrid 

5 PJ RME (raps) 

Diesel busser og lastbiler 


10 % brint 10 % brint 

40 % plugin hybridbiler 

10 % elbiler 

40 % bliver hybridbiler 

5 PJ RME (raps) 

Tiltagene i transportsektoren er valgt ud fra deres enhedsreduktionsomkostninger 

(se Figur 8) og de til rådighed værende biomasseresurser og øvrige resurser. 

Figur 8 Enhedsreduktionsomkostninger For undersøgte transportteknologier (kr./ton CO2 

ækvivalent). 


DME gods/rute 

RME biler 

RME gods/rute 

Biogas gods/rute 

Ethanol biler 


El biler 


DME biler 

0 200 400 600 800 1.000 1.200 1.400 1.600 1.800 

Reduktionsomkostninger, DKK/t CO2 ækv. 

I 2050 antages 40 % af benzinbilerne erstattet af hybridbiler og 10 % af elbiler. De 

har stort set samme marginale CO2 reduktionsomkostninger, men det forventes at 

være mere realistisk at påvirke bilkøberne til hybridbiler frem for elbiler. (elbiler: 

1.067 kr./ton reduktion, hybridbiler: 896 kr./ton). Dieselbilerne antages erstattet af 

17 Det er forudsat at det samlede danske landvindpotentiale er det samme som i 2005. Dette 

er en konservativ antagelse, idet der ses bort fra forbedringer i møllernes udnyttelse af 

vindpotentialet. 

57

40 % hybridbiler (1.637 kr./ton), mens 8 % antages at køre på RME (607 kr./ton). I 

2050 antages 10 % af busser og lastbiler at køre på brint, som har en marginal reduktionsomkostning 

på 179 kr./ton. 

Det er valgt at bruge RME-potentialet til dieselbiler frem for til busser og lastbiler, 

da alternativet (hybridbiler) her er dyrere end alternativet for busser og lastbiler 

(brint). Som i 2020 scenarierne anvendes 5 PJ rapsfrø til RME, men fordi transportomfanget 

er steget udgør denne mængde nu kun 3,1 % af dieselforbruget til 

personbiler. 

Det har vist sig, at den marginale reduktionsomkostning for både pluginhybridbiler 

og elbiler er meget følsom overfor batteriets levetid, som i udgangspunktet 

skønnes at være ca. 6 år – også i 2050. Hvis batteriets levetid svarer til 

bilens levetid (13 år), så er reduktionsomkostningen 1 kr./ton for benzinbiler og 

473 kr./ton for dieselbiler. 

Det fremgår af Tabel 30, at der samlet set bruges 315 PJ i transportsektoren i dette 

scenarium, hvilket er en reduktion i brændselsniveauet på 66 PJ i forhold til basisscenariet 

for 2050. Skiftet til de mere energivenlige drivmidler og transportformer 

betyder, at det samme transportbehov kan udføres med mindre energiforbrug. Samlet 

set udgør biodiesel, hybrid, brint, og el 15 % af det samlede brændselsforbrug i 

transportsektoren i 2050. 

Tabel 30 Transportsektorens energiforbrug fordelt på brændsler, pessimistisk scenarium, 

2050 


PJ % PJ PJ % 

Benzin 130 34 % -62 68 22 % 

Diesel 171 45 % -38 132 42 % 

JP 66 17 % 0 66 21 % 

Ethanol 0 0 % 0 0 0 % 

Biodiesel 15 4 % 2 17 6 % 

El 0 0 % 3 3 1 % 

Hybrid, alternativ drivmiddel 0 0 % 24 24 8 % 

Brint 0 0 % 4 4 1 % 

Biogas 0 0 % 0 0 0 % 

Total 382 100 % -66 315 100 % 

Kilde: Egen tilvirkning. Note: Denne tabel indeholder basisfremskrivningens 15 PJ biodiesel, hvilket 

Tabel 25 ikke gør. 

Tabel 31 viser hvad forudsætningerne om transportsektoren i dette scenarium betyder 

for emissioner og omkostninger og dermed også de marginale reduktionsomkostninger. 

Det fremgår, at dette scenarium vil reducere de årlige drivhusgasemissioner 

med 7,3 millioner tons og samtidig koste 7,7 mia. kr. årligt ekstra, altså i 

gennemsnit omkring 1.050 kr. per reduceret ton CO2.

Tabel 31 Emissioner og omkostninger ved alternative transportteknologier, pessimistisk 

scenarium, 2050. 

Plugin 

hybrid 

(b) 

El 

biler 

Plugin 

hybrid 

(d) 

RME 

biler 

Brint 

gods / 

rute 

I alt 

Omkostninger, nye mDKK 38.219 9.795 29.759 2.171 4.380 84.324 

Emissioner, nye mt 0,35 0,00 0,27 0,00 0,00 0,62 

Omk. gamle mDKK 35.156 8.789 26.311 2.059 4.270 76.585 

Emissioner gamle mt 3,8 1,0 2,4 0,2 0,61 7,93 

Ekstra omkostninger mDKK 3.063 1.006 3.448 112 110 7.738 

Sparede emissioner mt 3,46 0,95 2,11 0,18 0,61 7,31 

Enhedsomkostning 


DKK/t 886 1057 1637 607 179 1058 

3.2.2 Antagelser og resultater for energisektoren 

Det fremgår af Tabel 32, at 132 PJ el og 115 PJ varme erstattes med nye og mere 

energivenlige produktionsformer. Herved reduceres den samlede mængde drivhusgasser 

med 27,2 mio. tons CO2-ækvivalenter årligt i energisektoren. Samtidig stiger 

omkostningerne til energiproduktionen med knapt 2,4 mia. kr. årligt (scenarie 

26,6 mia. kr. og basis 24,2 mia. kr.). Reduktionsenhedsomkostningerne varierer fra 

en gevinst på 482 kr./ton (varmepumper for fjernvarme) til 291 kr./ton (gaskraft 

med CCS). 

Tabel 32 Brændselsforbrug, produktion, emissioner og omkostninger ved alternativ el og varmeproduktion, 

pessimistisk scenarie, år 2050 

Halm 

erhv. 

Bølge 

for 

CKV 

Vind 

for 

CKV 

CCS 

for 

CKV 

Gaskr 

aft 

CCS 

Biogas 

for 

DKV 

Bølge 

for 

DKV 

VP for 

FV 

Installeret kapacitet MW 1.651 752 2.929 1.708 2.833 330 23 871 1.375 12.474 


Produktion PJ 36 13 44 46 41 19 0 19 30 247 

- heraf el PJ 0 13 44 25 41 10 0 0 0 132 

- heraf varme PJ 36 0 0 22 0 10 0 19 30 115 

Omkostninger mDKK 3.027 1.201 5.766 5.266 6.601 1.926 37 1.070 1.688 26.581 

Emissioner mt 0,0 0,0 0,0 0,9 0,7 0,0 0,0 0,0 0,0 1,5 




Fortrængte emis. mt 2,6 2,2 7,3 5,5 6,8 1,3 0,0 1,2 2,0 28,9 

Fortrængte omk. mDKK 2.864 1.536 5.181 3.927 4.821 1.709 51 1.462 2.638 24.190 

Fortrængt enh.emis. kg/GJ 74 166 166 120 166 68 97 65 66 117 

Fortr. enhedsomk. DKK/GJ 80 118 118 85 118 90 128 78 89 98 

Sparet enhedsemis. kg/GJ 74 166 166 101 150 68 97 65 66 111 

Ekstra enhedsomk. DKK/GJ 5 -26 13 29 44 11 -36 -21 -32 10 

VE bidrag % 3,9 % 2,5 % 8,5 % 0,0 % 0,0 % 2,3 % 0,1 % 2,1 % 3,3 % 22,7 % 


Enhedsomkostning DKK/t 62 -155 80 288 291 169 -374 -319 -482 87 

Noter: Enhedsemission og enhedsomkostning er beregnet i forhold til summen af el- og varmeproduktion. Enhedsreduktionsomkostningen 

er beregnet i forhold til de faktisk reducerede emissioner (dvs. emissioner fra reservekapacitet er fraregnet). De fortrængte 

omkostninger og emissioner er beregnet ud fra tiltagets andel af den fortrængte gruppes el- og varmeproduktion, vægtet med de 

antagne priser for el og varme, den her såkaldte fortrængningsprocent. Hvis tiltagene fortrænger hele gruppens el- og 

varmeproduktion er summen af gruppe-tiltagens fortrængningsprocent 100, i modsat fald mindre end 100. 

Hush 

VP 

I energisektoren bruges uudnyttet halm (38 PJ) til at fortrænge varmeproduktion i 

erhvervene (procesvarme og rumvarme). Den del af vindpotentialet og bølgekraftpotentialet, 

som ikke er brugt til transportsektorens opstrøms energiforbrug antages 

her at erstatte den kulfyrede elproduktion. Det drejer sig om 44 PJ vindkraft og 13 

I alt 

59

PJ bølgekraft, som kan erstatte noget af den centrale kulkraftproduktion. For at 

reducere udledninger fra den resterende varme og elproduktion fra centrale værker 

anvendes CCS teknologier på centrale fossile kraftvarmeværker indtil den fulde 

varmeproduktion (22 PJ) er erstattet. Herved erstattes samtidig 25 PJ el fra kulfyrede 

kraftvarmeværker med CCS teknologi. Desuden antages CCS teknologi indført 

på samtlige centrale gaskraftværker, så der erstattes 41 PJ el med CCS produktion. 

Herved er den totale elproduktion på centrale el- og kraftvarmeværker 122 PJ 

elproduktion erstattet med en blanding af VE elproduktion (57 PJ) og CCS på øvrige 

produktion (25 og 41 PJ). 

I den decentrale kraftvarmesektor erstattes de 10 PJ elproduktion (baseret på naturgas) 

med biogas-el og bølgekraft (

Figur 9 Reduktionspotentiale og marginale reduktionsomkostninger, pessimistiske scenarium, 

2050. 

(DKK/t) 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 



Bølgekraft for CKV 

Halmfyring i erhverv 




Kulkraftvarme CCS for CKV 

Gaskraft CCS 

Færre husdyr 

-500 

-10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 



Skovrejsning 

El biler 


De 53 % reduktioner der er det maksimale som kan opnås i dette scenarium koster 

samfundet 15,2 mia. kr. årligt, hvilket svarer til 0,46 % af BNP. Omkostningerne 

ved forskellige reduktionsmålsætninger i det pessimistiske scenarium er vist i 

Tabel 34, idet det antages at reduktionerne skal opnås på dansk jord. 


pessimistiske scenarium 2050. 

Max emission (Mt) 25 % 30 % 35 % 40 % 45 % 50 % 53 % 




Total omkostning (mDKK) 1.619 2.649 3.687 5.017 7.850 11.625 15.164 


Gns. omkostning (kr/ton) -5 40 74 109 181 265 341 




3.3 Optimistisk scenarium: VE, CCS og import af biomasse 

I det optimistiske scenarium for 2050 antages der mulighed for import af 70 PJ 

biomasse, så der bliver mulighed for at bruge mere af dette til energiproduktion og 

transport. Dernæst antages der at komme nye vedvarende energiformer såsom 

elproduktion fra solceller og bølgekraft. Endelig antages der er ske store teknologiskift 

i transportsektoren. Tabel 35 viser potentialerne for biomasse i det optimistiske 

scenarium. 


61

Tabel 35 Biomasssepotentialer i Danmark 2050, optimistiske scenarium. 

Biomasse Yderligere Forbrug i basis- Rest 

potentiale DK potentiale fremskrivning potentiale 

- træ, flis, mv. 77 70 77 70 

- halm 55 17 38 

- affald 30 30 0 

- biogas 40 5 35 

- Raps 15 5 15 5 

Totale biomassepotentiale 


217 75 144 148 

Der anvendes 144 PJ biomasse til energiproduktionen i basisfremskrivningen for 

2050, hvilket betyder, at der er 148 PJ tilbage til at fordele mellem transport og 

energiproduktion. I basisfremskrivningen for 2050 er hele havvindmøllepotentialet 

på 68 PJ uudnyttet, og der findes tillige et uudnyttet potentiale for landvindmøller 

på 18 PJ. Det er antaget at 1/3 af elforbruget i transportsektoren dækkes af naturgas. 

Herefter allokeres hele landvind potentialet til transport, mens en den resterende 

elbehov til transport dækkes af havvind. 

I dette scenarium antages der at være et potentiale for anvendelse af bølgekraft på 

39 PJ 18 og et potentiale for anvendelse af solceller til elproduktion på 7,5 PJ. 

3.3.1 Antagelser og resultater transportsektoren 

Hvis der skal opnås reduktioner på 60 til 80 % i 2050 skal der opbygges et helt nyt 

transportsystem i Danmark, hvor der tilvejebringes de nødvendige infrastrukturforhold 

for nye køretøjstyper som elbiler, plug-in hybridbiler og brint til busser mv. 

Der vil ske et skift fra forbrug af benzin og diesel til forbrug af el i transportsektoren. 

Udfordringen er så at skaffe den mest miljøvenlige el til transportsektoren. 

I transportsektoren er gjort en række forudsætninger om hvilke teknologier og 

brændsler der antages anvendt i 2050, hvilket fremgår af Tabel 36. 

Tabel 36 Forudsætninger om transportteknologier i 2050, optimistisk scenarium. 

2050 Scenarium Erstattes med 

Benzinbiler (inkl. varevogne) 60 % bliver plugin-hybridbiler 

40 % elbiler 

Dieselbiler (inkl. varevogne) 97 % bliver plugin-hybridbiler 

3 % kører på biodiesel (RME på raps) 

Diesel busser og lastbiler 70 % brint 


Tiltagene i transportsektoren er valgt ud fra deres enhedsreduktionsomkostninger 

(de samme som i det pessimistiske scenarium, se Figur 8), og de til rådighed værende 

biomasseresurser og øvrige resurser. 

I 2050 antages 60 % af benzinbilerne erstattet af hybridbiler og de resterende 40 % 

af elbiler. De har stort set samme marginale CO2 reduktionsomkostninger, men det 

forventes at være mere realistisk at påvirke bilkøberne til hybridbiler frem for elbiler 

(elbiler: 1.046 kr./ton, hybridbiler: 878 kr./ton). Dieselbilerne antages erstattet 

af 92 % hybridbiler (1.626 kr/ton), mens 8 % antages at køre med biobrændsler 

(RME, 607 kr./ton). I 2050 antages 70 % af busser og lastbiler at køre på brint, som 

har en marginal reduktionsomkostning på 150 kr./ton. 

18 

Det svarer til 225 km kystlinie (antaget) og en effekt på 10 MW per km, 4800 timer/år jf. 

Teknologikataloget, Energistyrelsen (2005b).

Det er valgt at bruge RME-potentialet til dieselbiler frem for til busser og lastbiler, 

da alternativet (hybridbiler) her er dyrere end alternativet for busser og lastbiler 

(brint). 

Det har vist sig, at den marginale reduktionsomkostning for både pluginhybridbiler 

og elbiler er meget følsom overfor batteriets levetid, som i udgangspunktet 

skønnes at være ca. 6 år – også i 2050. I afsnit 3.4.1 foretages følsomhedsberegninger 

for denne levetids betydning for rangordningen af tiltagene og de samlede 

omkostninger. 

Det fremgår af Tabel 37, at der samlet set bruges 231 PJ i transportsektoren i dette 

scenarium, hvilket er en reduktion i brændselsniveauet på 150 PJ i forhold til basisscenariet 

for 2050. Skiftet til de mere energieffektive drivmidler og transportformer 

betyder, at det samme transportbehov kan udføres med et væsentligt mindre energiforbrug. 

Samlet set udgør biodiesel, hybrid, brint og el 31 % af det samlede brændselsforbrug 

i transportsektoren i 2050. De 29 % resterende dieselforbrug kommer 

fra de 30 % busser og lastbiler, som ikke kører på brint samt til dieseltog og skibe, 

samt dieselforbrug til plugin hybrider. 

Tabel 37 Transportsektorens energiforbrug fordelt på brændsler, optimistisk scenarium, 

2050 


PJ % PJ PJ % 

Benzin 130 34 % -127 3 1 % 

Diesel 171 45 % -104 67 29 % 

JP 66 17 % 0 66 28 % 

Ethanol 0 0 % 0 0 0 % 

Biodiesel 15 4 % 2 17 8 % 

El 0 0 % 13 13 5 % 

Hybrid 0 0 % 36 36 16 % 

Brint 0 0 % 29 29 12 % 

Biogas 0 0 % 0 0 0 % 

Total 382 100 % -150 231 100 % 

Kilde: Egen tilvirkning. Note: Denne tabel indeholder i modsætning til Tabel 25 15 PJ biodiesel. 

Tabel 38 viser hvad forudsætningerne om transportsektoren i dette scenarium betyder 

for emissioner og omkostninger og dermed også de marginale reduktionsomkostninger. 

Det fremgår, at de årlige drivhusgasemissioner reduceres med 15,8 

millioner tons og samtidig koster det 15,6 mia. kr. årligt, altså i gennemsnit 987 kr. 

per reduceret ton CO2 ækvivalenter. 

63

Tabel 38 Emissioner og omkostninger ved alternative transportteknologier, optimistisk 

scenarium, 2050. 

Hybrid 

biler 

(b) 

El 

biler 

Hybrid 

biler 

(d) 

RME 

biler 

Brint 

gods 

/rute 

I alt 

Omkostninger "nye" mDKK 57.288 39.139 44.604 2.171 30.537 173.740 

Emissioner "nye" mt 0,52 0,00 0,41 0,00 0,00 0,93 

Omkostninger "gamle" mDKK 52.734 35.156 39.466 2.059 29.893 159.309 

Emissioner "gamle" mt 5,7 3,8 3,6 0,2 4,29 17,55 

Ekstra Omkostninger mDKK 4.554 3.983 5.137 112 644 14.431 

Sparede emissioner mt 5,19 3,81 3,16 0,18 4,29 16,62 

Enhedsomkostning 


DKK/t 878 1046 1626 607 150 868 

3.3.2 Antagelser og resultater energisektoren 

Det fremgår af Tabel 39, at 132 PJ el og 158 PJ varme erstattes med nye og mere 

energivenlige produktionsformer. Herved reduceres den samlede mængde drivhusgasser 

med 32,3 mio. tons CO2 ækvivalenter årligt i energisektoren. Samtidig stiger 

de omkostningerne til energiproduktionen med 5,5 mia. kr. årligt (nu 33,1 mia. kr. 

og før 27,6 mia. kr.). 

Tabel 39 Brændselsforbrug, produktion, emissioner og omkostninger ved alternativ el og varmeproduktion, 

optimistisk scenarie, år 2050 

Halm 

erhv. 

Træ 

erhv. 

Bølge 

for 

CKV 

Vind 

for 

CKV 

CCS 

kul for 

CKV 

CCS 

træ for 

CK 

CCS 

gas for 

CK 

Installeret kapacitet MW 1.651 1.989 1.461 1.927 1.708 640 2.383 871 330 1.375 14.338 

Indfyret, total PJ 38 45,2 25 29 62 20 65 5 27 7 323 

Produktion PJ 36 43 25 29 46 9 34 19 19 30 290 

- heraf el PJ 0 0 25 29 25 9 34 0 10 0 132 

- heraf varme PJ 36 43 0 0 22 0 0 19 10 30 158 

Omkostninger mDKK 3.027 3.739 2.332 3.793 5.266 4.696 5.554 1.070 1.926 1.688 33.090 

Emissioner mt 0,0 0,0 0,0 0,0 0,9 -1,7 0,6 0,0 0,0 0,0 -0,3 

Enhedsemission kg/GJ 0 0 0 0 19 -185 16 0 0 0 -1 

Enhedsomkostning DKK/GJ 85 87 92 132 114 509 162 57 101 57 114 

Fortræningspct % 45 % 55 % 19 % 22 % 25 % 7 % 26 % 100 % 97 % 100 % 98 % 

Fortrængte emis. mt 2,6 3,2 4,2 4,8 5,5 1,5 5,7 1,2 1,3 2,0 32,1 

Fortrængte omk. mDKK 2.864 3.450 2.984 3.408 3.927 1.090 4.056 1.462 1.709 2.638 27.588 

Fortr. enh.emis. kg/GJ 74 74 166 166 120 166 166 65 68 66 111 

Fortr. enhedsomk. DKK/GJ 80 80 118 118 85 118 118 78 90 89 95 

Sparet enhedsemis. kg/GJ 74 74 166 166 101 351 150 65 68 66 111 

Ekstra enhedsomk. DKK/GJ 5 7 -26 13 29 391 44 -21 11 -32 19 

VE bidrag % 3,9 % 4,7 % 4,9 % 5,6 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 2,1 % 2,3 % 3,3 % 26,8 % 

Reduktionspotentiale mt 2,6 3,2 4,2 4,8 4,6 3,2 5,1 1,2 1,3 2,0 32,3 

Enhedsomkostning DKK/t 62 91 -155 80 288 1.113 291 -319 169 -482 170 

Noter: Enhedsemission og enhedsomkostning er beregnet i forhold til summen af el- og varmeproduktion. Enhedsreduktionsomkostningen 

er beregnet i forhold til de faktisk reducerede emissioner (dvs. emissioner fra reservekapacitet er fraregnet). De fortrængte 

omkostninger og emissioner er beregnet ud fra tiltagets andel af den fortrængte gruppes el- og varmeproduktion, vægtet med de 

antagne priser for el og varme, den her såkaldte fortrængningsprocent. Hvis tiltagene fortrænger hele gruppens el- og 

varmeproduktion er summen af gruppe-tiltagens fortrængningsprocent 100, i modsat fald mindre end 100. 

VP for 

FV 

Biogas 

DKV 

I dette scenarium forsynes transportsektorens elbehov på 82 PJ med 1/3 gaskraft, 

og 2/3 landvind (18 PJ), bølgekraft (9 PJ) og havvind (28 PJ). Behovet for strøm til 

varmepumper forsynes med 12 PJ havvind. Dermed optræder disse energiformer 

ikke i Tabel 39 ovenfor, men er indregnet i omkostninger og emissioner for transporttiltagene. 

Hush 

VP 

I alt

Det fossile varmeforbrug i erhvervene (79 PJ) fortrænges med biomassebaseret 

varmeproduktion (36 PJ halm og 43 PJ træ). Herefter er der stadig en del uudnyttede 

træ tilbage, som i dette scenarium benyttes til central elproduktion med CCS (9 

PJ el ud af de 122 PJ for hele CKV) 19 . For resten af de centrale værkerne etableres 

der CCS, både på kul og gasværker, så de sidste 59 PJ el produceres med CCS (25 

PJ kulfyrede med samproduktion af varme og 34 PJ gasfyrede kraftværker). Varmeafsætningsmuligheden 

sætter her grænsen for brug af kulkraftvarme med CCS. 

Den uudnyttede biogas (27 PJ) benyttes til at producere decentral kraftvarme, som 

erstatter en stor del af den naturgasbaserede decentrale kraftvarme (10 PJ el og 10 

PJ varme). 

Hele fjernvarmeproduktionen på 19 PJ varme erstattes af varmepumper i dette scenarium, 

og tilsvarende erstattes husholdningernes individuelle gas- og oliefyr med 

varmepumper (30 PJ). 

Tabel 40 viser hvilke brændsler der anvendes i elproduktionen (inkl. produktion til 

varmepumper og transportformål) i det optimistiske scenarium. Der er nu 67 % 

elproduktion på vedvarende energi (49 PJ af biomasse, 99 PJ vind og 34 PJ bølgekraft) 

i forhold til 24 % i basisfremskrivningen. Den forudsatte biomasseimport i 

dette scenarium øger den biomassebaserede elproduktion til 18 %. 

Tabel 40 Brændselssammensætningen i elproduktionen, optimistiske scenarium, 2050. 

Basis produktion Produktion i alternativt scenarie 

Basis 

Basis 

andel 

Basis 

erstatning 

Til 

transport 

Til varmepumper 

I alt Andel 

PJ % PJ PJ PJ PJ % 

Kul 107 62 % 25 0 0 25 9 % 

Gas 25 14 % 34 27 0 61 23 % 

Biomasse 30 17 % 49 0 0 49 18 % 

Vind o.l. 12 7 % 66 55 12 133 49 % 

Ej fortrængt 3 3 1 % 

Total 174 100 % 176 82 12 271 100 % 

Note: En lille andel decentral elproduktion fortrænges ikke. 


Det fremgår af MAC kurven (Figur 10), at der kan opnås en samlet reduktion af 

drivhusgasser på 73 % i forhold til 1990-emissionerne. Varmepumper er en gevinst 

i forhold til basisfremskrivningens teknologier, og biogas i den decentrale kraftvarmeproduktion 

er blandt de billigste tiltag. Dernæst er det et stort stykke af kurven, 

hvor energitiltagene gradvist stiger op til 700 kr. per reduceret ton CO2 (ca. op 

til 45 % reduktion). Herefter kommer en række dyre landbrugs og transporttiltag 

(hybridbiler og elbiler). I den dyre ende ligger også central elproduktion på biomasse 

med CCS. 

19 Der er i alt en uudnyttet ressource på 70 PJ træ i 2050, idet der er 147 PJ potentiale i 2050 og det fratrækkes 

forbruget i basisfremskrivningen på 77 PJ (se tabel 20). Resten fordeles med 45 PJ til erstatning af erhvervenes 

varmeproduktion (fossil), og 20 PJ til at producere central elproduktion med CCS. 

65

Figur 10 Reduktionspotentiale og marginale reduktionsomkostninger, optimistiske scenarium, 

2050. 

(DKK/t) 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 



Bølgeenergi 



Flisfyring i erhverv 




-500 

-10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 



De 73 % reduktioner der kan opnås i dette scenarium koster samfundet 25 mia. kr. 

årligt, hvilket svarer til 0,76 % af BNP. Reduktionsomkostningerne ved forskellige 

reduktionsmålsætninger i det optimistiske scenarium er vist i Tabel 41, idet det 

antages at reduktionerne skal opnås på dansk jord. 


optimistiske scenarium 2050. 

Max emission (Mt) 45 % 50 % 55 % 60 % 65 % 70 % 73 % 




Total omkostning (mDKK) 4.540 6.576 9.709 13.158 16.975 21.760 25.263 


Gns. omkostning (kr/ton) 75 122 188 250 311 382 433 

Marginal omkostning (kr/ton) 450 878 878 1.046 1.113 1.626 3.342 



3.4 Følsomhedsanalyser 

3.4.1 Levetid for batterier til elbiler og plug-in hybridbiler 

Som nævnt tidligere har levetiden af batterier til plug-in hybridbiler stor betydning 

for disse køretøjers reduktionsomkostning, fordi batteriet udgør en meget stor del 

af ekstraomkostningen. Levetiden er ansat til 6,2 år ud fra de hidtidige erfaringer 

med batteri- og hybridbiler, men dette er et område med forholdsvis begrænset 

viden og en relativt stor teknologisk udvikling. 

Derfor er der foretaget en følsomhedsanalyse der viser reduktionsomkostningerne 

såfremt levetiden for batteriet i stedet er 13 år, dvs. hele bilens levetid. 

Gaskraft CCS 

Færre husdyr 


Skovrejsning 

El biler 

Træ CCS for CK 

Hybrid biler (d)


plug-in hybrid biler, pessimistiske scenarium 2050. 


Pessimistisk scenarium 0,05 % 0,08 % 0,11 % 0,15 % 0,24 % 0,35 % 0,46 % 

Pessimistisk scenarium, 13 år 0,03 % 0,05 % 0,08 % 0,11 % 0,15 % 0,22 % 0,29 % 



plug-in hybrid biler, optimistiske scenarium 2050 


Optimistisk scenarium 0,14 % 0,20 % 0,29 % 0,40 % 0,51 % 0,66 % 0,76 % 

Optimistisk scenarium, 13 år 0,09 % 0,12 % 0,16 % 0,21 % 0,32 % 0,43 % 0,51 % 


Denne følsomhedsanalyse viser at levetiden for batterier har meget markant indflydelse 

når man ønsker danske reduktioner på over 50 %. I det pessimistiske scenarium 

er faldet i de samlede omkostninger er på 1,7 promillepoints for en 53 % reduktion 

i forhold til 1990, hvilket svarer til en reduktion i reduktionsomkostningerne 

på ca. 5,6 mia. kr. årligt, svarende til cirka en 1/3 af den totale reduktionsomkostning. 

Med en kort batterilevetid er reduktionsomkostningerne for hhv. benzin og 

diesel plugin-hybrider på 878 og 1.626 kroner, men den fordoblede levetid bevirker 

at benzin plugin-hybrid falder til 1 kr./ton, diesel plugin-hybrid falder til 473 

kr./ton. 

I det optimistiske scenarium falder de samlede omkostninger 2,6 promillepoints 

ved en 73 % reduktionsmålsætning, hvilket svarer til et fald i reduktionsomkostningerne 

på ca. 8,6 mia. kr. årligt, eller 1/3 af den samlede reduktionsomkostning. 

Disse omkostningsfald ændrer også på rangordningen af tiltagene og MACkurvens 

udseende, hvilket er illustreret for det optimistiske scenarium i Figur 11. 

Figur 11 MAC kurve for optimistiske scenarium, 2050 med lang batterilevetid 

(DKK/t) 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 



Bølgeenergi 







-500 

-10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 


3.4.2 Varmepumper i central kraftvarmeproduktion 

I denne følsomhedsberegning ses der på betydningen af, at erstatte den centrale 

varmeproduktion med varmepumper frem for at forsætte den kulbaserede kraftvarmeproduktion 

med CCS teknologi. Den nye MAC kurve er vist i Figur 12. Her 

Gaskraft CCS 

Færre husdyr 


Skovrejsning 

El biler 



67

er varmepumpernes reduktionsomkostning 330 kr./ton, som erstatter det tidligere 

CCS i kulbaseret central kraftvarme til 341 kr./red. reduceret ton CO2. Til gengæld 

er der nu behov for etablering af yderligere gaskraftværker med CCS. I dette scenarium 

og med omkostningerne til den valgte gaskraftteknologi er det ikke nogen 

fordel at anvende varmepumperne i den centrale kraftvarmeproduktion, da den 

begrænser muligheden for at reducere emissioner for den samproducerede el og 

varme med CCS. 

Figur 12 MAC kurve for optimistiske scenarium, 2050 med varmepumper i central kraftvarme. 

(DKK/t) 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 



Bølgeenergi 






Gaskraft CCS 

-500 

-10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 


Færre husdyr 


Tabel 44 viser konsekvenserne af at anvende varmepumper frem for CCS i den 

kulbaserede centrale kraftvarmeproduktion. 

Tabel 44 Reduktionsomkostninger (% af BNP), med og uden varmepumper i centrale kraftvarmeproduktion. 

optimistiske scenarium 2050 


Optimistisk scenarium 0,14 % 0,20 % 0,29 % 0,40 % 0,51 % 0,66 % 0,76 % 

Optimistisk scenarium, VP 0,14 % 0,19 % 0,29 % 0,38 % 0,49 % 0,62 % 0,75 % 

Note: (C) betyder de centrale skøn, hvor varmepumper ikke anvendes til erstatning for central kraftvarmeproduktion 

(F) angiver det alternative skøn, hvor varmepumper erstatter en del af varmeproduktionen 

på de kulfyrede centrale kraftvarmeværker. 

I det optimistiske scenarium falder de samlede omkostninger med op til 0,1- 

0,2promillepoints for de fleste målsætninger. Følsomhedsanalysen viser altså, at 

kulkraftvarme med CCS giver omtrent de samme reduktionsmuligheder, både i 

potentialer og omkostninger som gaskraft og varmepumper. Med de relativt små 

forskelle og usikkerhederne forbundet med denne type analyse, kan det ikke umiddelbart 

konkluderes at den ene teknologisammensætning er mere effektiv end den 

anden. 

3.4.3 Varmepumper i central kraftvarme og mere vindpotentiale 

I denne følsomhedsberegning ses der på betydningen af et muligt større vindpotentiale 

i 2050. Der bliver dermed øget mulighed for anvendelse af havvind til elproduktion 

i energisektoren. Denne følsomhedsberegning bygger ovenpå følsomhedsberegningen 

i afsnit 3.4.2, hvor der anvendes varmepumper i den centrale kraftvarme. 


Skovrejsning 

El biler 


Hybrid biler (d)

Det antages, at der er en fordobling af vindpotentialet i forhold til det skøn Energistyrelsen 

har foretaget i "Fremtidens havvindmølleplaceringer 2025" (Energistyrelsen 

(2006)). Heri er antaget, at havvindmølleparkerne forsat skal ligge langt fra 

land, så de generer mindst muligt. I denne følsomhedsanalyse åbnes der op for, at 

der yderligere kan etableres flere havvindmølleparker tættere på land uanset de 

visuelle gener herved. Det antages at havvindpotentialet kan øges så meget at havvind 

har potentialet til helt at fortrænge gas og kul fra CKV. I dette scenarie betyder 

det en udvidelse af havvindmøllepotentialet på 53 PJ, dvs. omkring 75 % ud 

over hvad der er forudsat i "Fremtidens Havvindmølleplaceringer". 

Konsekvenserne af dette fremgår af den nye MAC kurve, som er vist i Figur 13. 

Her ses det, at MAC kurven er fladere og billigere i starten, i det de forholdsvis 

billige havvindmøller og varmepumper kommer ind og erstatter den tidligere store 

mængde el- og varmeproduktion på centrale værker med CCS. Den samlede reduktionsmulighed 

stiger med 2 % point til 75 %, idet restudledningerne fra CCS anlæggene 

forsvinder helt. 

På trods af den økonomiske fordel i gaskraft med CCS sammenlignet med at fyre 

med træ til kraftproduktion med CCS, er det valgt at bibeholde brugen af træ, for at 

øge de samlede reduktioner mest muligt. I dette scenarie stammer 70 % af al elproduktion 

fra vind, bølgekraft og solceller. Det er ikke undersøgt i hvilken udstrækning 

denne andel giver anledning til yderligere systemintegrationsomkostninger o.l. 

Der er dog heller ikke medregnet økonomiske fordele ved at placere havvindmøllerne 

tættere på land. 

Figur 13 MAC kurve for optimistiske scenarium, 2050 med mere vindpotentiale. 

(DKK/t) 

2.000 

1.500 

1.000 

500 

0 

-500 



Bølgeenergi 







Færre husdyr 

-10% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 


Der kan opnås en reduktion på i alt 75 % af emissionerne i 1990, og omkostningerne 

herved er 21,3 mia. kr. årligt svarende til 0,70 % af BNP. Tabel 45 viser konsekvenserne 

af det øgede havvindpotentiale ved forskellige reduktionsmålsætninger. 

Tabel 45 Reduktionsomkostninger (% af BNP), med øget havvindpotentiale. optimistiske 

scenarium 2050 


Optimistisk scen. 0,14 % 0,20 % 0,29 % 0,40 % 0,51 % 0,66 % 

Optimistisk scen., VP 0,14 % 0,19 % 0,29 % 0,38 % 0,49 % 0,62 % 

Optimistisk scen., VP+Vind 0,08 % 0,13 % 0,21 % 0,31 % 0,41 % 0,53 % 



Skovrejsning 

El biler 


69

Denne følsomhedsanalyse viser at med de valgte forudsætninger for vindkraftens 

omkostninger, er der umiddelbart en fordel i at benytte vindkraft frem for CCS. 

Imidlertid behandler denne analyse ikke effekttilstrækkelighed, som kan bliver et 

udtalt problem, når vindkraft indtager en så dominerende position i elforsyningen. 

Såfremt denne andel vindkraft skal integreres i det danske elsystem skal der ud fra 

de nuværende erfaringer med vindkraft formentlig foretages betydelige ekstrainvesteringer 

i reservekapacitet eller ekstra transmissionslinjer til og fra udlandet, lagring 

af strømmen gennem forskellige medier og fleksibilitet i elforbruget. 

Derfor er denne følsomhedsanalyse kun illustrativ i forhold til den forholdsvis begrænsede 

reduktionseffekt der opnås ved at bruge så betydelige mængder vindkraft 

frem for CCS til gas og kul. Med den beherskede klimagevinst og de forsyningssikkerhedsproblemer 

som scenariet umiddelbart synes at medføre, kan man konkludere 

at det næppe er klimagevinster som kan drive et skift helt væk fra CCS til 

fordel for vind. 

3.5 Diskussion 2050 

I basisfremskrivningen for 2050 er drivhusgasemissionerne steget med 2 % i forhold 

til 1990-emissionerne, hvilket medfører at reduktionskravet for en 60-80 % 

reduktion er betragteligt. Det vil kræve at der iværksættes en række omfattende 

ændringer i energisektoren og transportsektoren. 

Sådanne ambitiøse reduktionsmålsætninger vil kræve helt nye visioner for energisektoren 

og transportsektoren og her er valgt to scenarier, hvor det giver et pessimistisk 

bud på sådanne visioner og det andet et mere optimistisk. 

En anden udfordring i 2050 i forhold til 2020 er, at varmeefterspørgslen falder og 

el-efterspørgslen stiger, hvilket gør det kompliceret at finde billige drivhusgasemissioner. 

Der er bedre og mere omkostningseffektive muligheder for at erstatte varme, 

såsom varmepumper. Til gengæld er det sværere at erstatte en stigende elproduktion 

i en situation, hvor produktionen af el på de store centrale kraftvarmeværker 

begrænses af et faldende behov for varmeproduktion (varmebindingen i modellen). 

Igennem årene er Danmarks store centrale værker dimensioneret til en vis 

kraftvarmeproduktion (samproduktion), og i en situation hvor der ikke længere er 

behov for varmen, bliver denne samproduktionsfordel forsvindende. I stedet er der 

stigende behov for rene elproduktionsanlæg, dels fordi elefterspørgslen i husstande 

og industri stiger og dels fordi der kræves en stigende opstrøms-elproduktion til 

transportsektoren. Hvis der skal opnås reduktioner på 60-80 % i 2050 skal der opbygges 

et helt nyt transportsystem i Danmark, som indeholder nye køretøjstyper 

som elbiler, plug-in hybridbiler og brint til busser og distributionslastbiler mv. 

Alt dette kræver yderligere elforbrug. Altså er det lidt et paradoks, at det eksempelvis 

er omkostningseffektivt at forsyne husholdningers decentrale kraftvarmeforbrug 

og fjernvarme med via varmepumper tilknyttet fjernvarmenettet, men samtidig 

reducerer det varmeafsætningen på de store centrale værker, hvilket også medfører 

reduceret elproduktion herfra (eller reduceret rentabilitet pga. den manglende 

indtjening fra varmesalget). Denne elproduktion skal i 2050 scenarierne etableres 

på anden vis såsom vindmøller, bølgekraft, nye store centrale el-produktionsanlæg 

på biomasse mv. Bølgekraft antages også til en vis grad at en økonomisk realiserbar 

mulighed i 2050. 

I det pessimistiske scenarium antages der ikke at være mulighed for biomasseimport, 

og dermed er det alene den indenlandske biomasse og vindpotentialer der er

til rådighed. Det ligger en begrænsning på hvor meget den vedvarende energi kan 

være med til at reducere emissionerne i dette scenarium. Potentialet for yderligere 

vindmøller er baseret på Energistyrelsens skøn over uudnyttet potentiale, som er 

beskrevet i "Fremtidens havvindmølleplaceringer 2025" (Energistyrelsen (2006)). 

Heri er antaget, at havvindmølleparkerne forsat skal ligge langt fra land, så de generer 

mindst muligt. Hvis der blev åbnet op for havvindmølleparker tættere på land 

- uanset de visuelle gener herved - så kunne der opnås mere VE elproduktion i 

scenariet. 

Til gengæld satses intensivt på etablering af CCS i den centrale varme og elproduktion, 

hvor potentialet anvendes fuldt ud, idet det antages at der er gode økonomiske 

muligheder for CCS i 2050 på kommercielle vilkår. 

I det optimistiske scenarium antages der tilvejebragt 100 PJ træ og anden biomasse. 

Dermed etableres der et større VE potentiale i dette scenarium. I transportsektoren 

erstattes alle personbiler (benzin og diesel) med hybridbiler, elbiler og en lille del 

på biodiesel. Dermed anvendes ikke længere benzin og diesel hertil. Af busserne 

kører 70 % på brint, idet denne teknologi har vist sig relativt omkostningseffektiv 

givet de valgte antagelser. I dette scenarium er der et stort behov for opstrøms 

elproduktion til transportsektoren og derfor alt det uudnyttede havvindmøllepotentiale 

til dette behov. Altså er der ingen havvind tilbage til elproduktion til husholdninger 

og industri. Desuden anvendes store dele af bølgekraften også til opstrøms 

elproduktion til transportsektoren. 

Transportsektoren udviser et stort fald i emissionerne i dette scenarium, men alt 

den klimavenlige el bruges dermed i denne sektor. Det betyder, at det stadig er 

nødvendig at producere en stor del el på centrale kraftværker for at dække behovet 

for elefterspørgslen i husholdninger og erhverv. For at reducere emissioner fra den 

centrale kraftproduktion anvendes også i dette scenarium CCS (på kulværker og 

gas-kraftværker). 

Den importerede biomasse bruges i høj grad til at erstatte fossil proces- og rumvarme 

i erhvervene. Der anvendes dog også en stor del på centrale biomasse fyrede 

elværker, hvor der også etableres CCS for at hente yderligere drivhusgasreduktioner 

i denne produktion. 

I et følsomhedsscenarie blev det vist at den øgede elefterspørgsel kan imødekommes 

med en stor forøgelse af antallet af nye havvindmølleparker. Imidlertid bringer 

dette vindkraft op på 70 % af den samlede elproduktion, og dette kan muligvis 

indebære så betragtelige udfordringer for opretholdelse af balancen i elsystemet, at 

et sådant scenarie må anses for praktisk umuligt. Scenariet antydede også, at klimagevinsten 

ved at vindkraft helt fortrænger CCS fra det optimistiske scenarium 

næppe kan blive en selvstændig begrundelse for så stor en andel vindkraft. 

Med de anvendte antagelser særligt omkring de til rådighed stående biomassepotentialer 

har det ikke været oplagt hvilke reduktionstiltag der kan begrænse udledninger 

fra bane-, luft- og søtransport. Disse sektorers emissioner udgør 5,5 mio. 

tons CO2 ækvivalenter svarende til 7,7 % af Danmarks 1990 emissioner. En mere 

spekulativ mulighed som ikke er undersøgt, er teknologiske landvindinger for 

biobrændstoffer som ikke er naturligt hjemmehørende i Danmark, som fx alger, 

jatropha-bønner o.l. Sådanne biobrændstoffer ville – i fald de blev succesfulde – 

kunne importeres på linje med råolie og bære en reduktionsomkostning grundet i 

deres ekstraomkostning i forhold til det brændstof de ville fortrænge. 

Resultater og konklusioner fra disse to scenarier er følgende: 

71

• Der kan reduceres 53 % af drivhusgasemissioner i forhold til 1990niveauet 

i det pessimistiske scenarium. Reduktionsomkostningerne hertil 

udgør 0,46 % af BNP. 

• Der kan reduceres 73 % af drivhusgasemissionerne i forhold til 1990niveauet 

i det optimistiske scenarium. Reduktionsomkostninger hertil er 

0,75 % af BNP. 

• Det tyder på, at energispareindsatsen med fordel kan fokuseres på at spare 

på industriens procesvarme, da en stor del af den importerede biomasse 

anvendes her (halm og flisfyring i erhverv), og så kan biomassen anvendes 

til miljøvenlig elproduktion i stedet 

• Samtidig tyder det på, at der med fordel kan fokuseres på energibesparelser 

i elforbrug frem for varmeforbruget. 

• Den stigende elefterspørgsel i husholdninger og erhverv samt til et nyt 

transportsystem kombineret med et faldende varmeforbrug er – på grund af 

varmebindingen – en udfordring, når der skal reduceres emissioner fra centrale 

kraftvarmeværker.. 

• Resultaterne er meget følsomme overfor elbiler og plug-in-hybridbilernes 

batterilevetid. I det optimistiske scenarium vil en levetid på 13 år frem for 

6 år reducere omkostningerne med cirka 1/3 fra 0,75 % af BNP til 0,51 %. 

3.6 Litteraturliste 

Ea Energy Analyses og RISØ National Laboratory. 2007, udkast maj. Danish 

greenhouse gas reduction scenarios for 2020 and 2050. Udarbejdes for Miljøstyrelsen. 

Energistyrelsen. 2005b. Technology Data for Electricity and Heat Generating 

Plants. Udarbejdet af Energistyrelsen, Elkraft System og Eltra. Marts 2005. 

Energistyrelsen. 2006. Fremtidens havvindmølleplaceringer 2025. 

Energistyrelsen. 2007. Appendiks: Forudsætninger for samfundsøkonomiske analyser 

på energiområdet. Januar 2007. 

Energistyrelsen. 2008. Basisfremskrivning af Danmarks energiforbrug frem til 

2025, notat 17. januar 2008, samt tilhørende talmateriale fra 

http://www.ens.dk/graphics/ENS_Energipolitik/strategi_visionaer/Detaljeredetal%20basis_dec07.xls 

International Energy Agency. 2006. Energy Technology Perspectives - Scenarios 

& Strategies to 2050. 

Jørgensen, K. 2007. Personlig kommunikation med Kaj Jørgensen fra RISØ vedrørende 

effecter og omkostninger ved diverse transportsektorteknologier. Emails 

modtaget i perioden 25. oktober til 9. November 2007. 

Renewable Energy Technology Deployment (RETD). 2007. Renewable Energy 

Costs and Benefits for Society (RECaBS). A project under the International Energy 

Agency’s Implementing Agreement on Renewable Energy Technology Deployment 

(RETD). Projektet udarbejdes af Ea Energianalyse for RETD, og forventes færdiggjort 

ved udgangen af oktober 2007. Data om teknologierne fra projektet er hentet 

på projektets hjemmeside www.recabs.org.

Bilag A: Anvendte forkortelser 

APF Advanced Pulverised Fuel (kul) 

CCS Carbon Capture and Sequestration 

CKV Central kraftvarme 

DKV Decentral kraftvarme 

DME Di-Methyl (en gas bl.a. egnet til transportformål) 

ENS Energistyrelsen 

Erhv. Erhverv (produktionserhverv og servicevirksomhed jf. ENS fremskrivning) 

FM Finansministeriet 

FV Fjernvarme 

GJ Giga joule 

Hush. Husholdninger 

KV Kraftvarme 

MAC Marginal Abatement Cost (marginal reduktionsomkostning) 

mDKK Millioner danske kroner 

MST Miljøstyrelsen 

mt Millioner tons CO2 ækvivalenter (med mindre andet er nævnt) 

PJ Peta joule (1 million Giga joule) 

RME Raps Metyl Ester (raffineret rapsolie til dieselmotorer) 

SØK Samfundfundsøkonomisk 

VP Varmepumper 

73

Bilag B – Fremskrivning af energiforbrug 

i basis for 2050 

Efter en mindre stigning i varmevirkningsgraden mellem 2005 og 2010, ligger de 

gennemsnitlige el- og varmevirkningsgrader (defineret som henholdsvis el- og 

varmeproduktion delt med totalt brændselsforbrug i el- og fjernvarmeproduktionen) 

mere eller mindre konstant frem til 2025. Denne tendens er antaget forsat til 

2050. 

Figur 14 Virkningsgrader 2006-2050 (samlet produktion per brændselsforbrug) 

100% 

90% 

80% 

70% 

60% 

50% 

40% 

30% 

20% 

10% 

0% 

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 


Fjernvarme 

Elektricitet 

De beskrevne vækstrater giver anledning til følgende udvikling i energiforbruget. 

Figur 15 Udvikling i energiforbruget i basisscenarium, 2050 (PJ) 

energiforbrug i PJ 

500,00 

400,00 

300,00 

200,00 

100,00 

0,00 

2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 

-100,00 


El og fjernvarme, brutto 

Transport 

El 

Fjernvarme 

Industri 

Husholdninger 

Olie- og gassektor 

Eleksport

Bilag C – Teknologidata, energi 

Tabel C-1: Energisektor teknologidata for 2020 

Investering 

Driftstimer 

Levetid 

mDKK/MW h/år år 

Faste 

omk. 

mDKK / 

MW / år 

Var. 

omk. 

DKK / 

MWh 

Br 

trans. 

DKK / 

GJ 

PSO 

tilsk. 

DKK / 

MWh 

El 

virk. 

Varme 

virk. 

NOx 

SO2 

Partikler 

% % ton/GJ ton/GJ kg/GJ 

ENS basis kul kond. (ENS) 9,6 4000 30 0,16 25,0 0,5 0 42 % 0 % 40 30 11 

ENS basis olie kond (ENS) 3,2 1400 30 0,04 16,0 1,7 0 28 % 0 % 40 326 5 

ENS basis gas kond. (ENS) 3,2 4000 30 0,12 20,0 3,1 0 41 % 0 % 10 0 0 

ENS basis kul CKV (ENS) 9,6 4000 30 0,16 25,0 0,5 0 33 % 60 % 40 30 11 

ENS basis gas CKV (ENS) 3,2 4000 30 0,10 26,0 0,5 0 34 % 46 % 10 0 0 

ENS basis gas DKV (ENS) 5,6 4500 30 0,16 25,0 3,1 0 34 % 49 % 10 0 0 

APF kondens (01) 9,6 4000 30 0,13 14,4 0,5 0 51 % 0 % 40 30 11 

APF CCS kondens (01) 14,3 4000 30 0,13 14,4 0,5 0 45 % 0 % 40 30 11 

APF udtag (01) 9,6 4000 30 0,13 14,4 0,5 0 44 % 50 % 40 30 11 

APF CCS udtag (01) 14,3 4000 30 0,13 14,4 0,5 0 40 % 35 % 40 30 11 

Store træ K (03) 9,6 4000 30 0,16 24,0 10,0 0 51 % 0 % 40 26 35 

Store træ K CCS (03) 14,3 4000 30 0,16 24,0 10,0 0 45 % 0 % 40 26 35 

Store bio KV (03) 9,6 4000 30 0,16 24,0 10,9 0 43 % 57 % 40 26 35 

Store halm KV (03) 9,6 4000 30 0,16 24,0 11,8 0 43 % 57 % 40 26 35 

Store træ KV (03) 9,6 4000 30 0,16 24,0 10,0 0 45 % 43 % 40 26 35 

GTCC kondens (07) 3,2 4000 30 0,09 23,2 3,1 0 58 % 0 % 10 0 0 

GTCC CCS kondens (07) 5,1 4000 30 0,09 23,2 3,1 0 52 % 0 % 10 0 0 

GTCC modtryk (07) 3,2 4000 30 0,09 12,0 3,1 0 49 % 61 % 10 0 0 

GTCC CCS modtryk (07) 5,1 4000 30 0,09 12,0 3,1 0 43 % 55 % 10 0 0 

GTCC decentr. (07) 5,6 4500 25 0,08 22,0 7,5 0 48 % 36 % 10 0 0 

DKV gas motor (08) 9,6 4500 22,5 0,00 72,0 7,5 80 41 % 44 % 20 0 3 

DKV dual motor (08) 7,2 4500 22,5 0,00 56,0 7,5 80 44 % 61 % 200 0 6 

Dec. bio, diverse (10) 18,0 4500 20 0,40 112,0 9,0 100 39 % 59 % 100 0 0 

Dec. bio, træflis (10) 18,0 4500 20 0,40 112,0 10,0 100 39 % 59 % 100 0 0 

Dec. bio, halm (10) 18,0 4500 20 0,40 112,0 7,9 100 39 % 59 % 100 0 0 

Central biogas (13) 35,2 8000 20 0,00 240,0 0,0 100 35 % 35 % 0 0 0 

Landvind møller (20) 8,0 2700 20 0,00 25,0 0,0 0 100 % 0 % 0 0 0 

Havvind møller (21) 19,7 4157 20 0,00 30,6 0,0 0 100 % 0 % 0 0 0 

Solcelle PV (22) 13,6 1000 30 0,14 0,0 0,0 100 20 % 0 % 0 0 0 

Bølge kraft (23) 14,8 4800 20 0,00 48,0 0,0 100 100 % 0 % 0 0 0 

Dec. KV affald (05) 40,8 8000 20 1,63 152,0 0,0 100 26 % 73 % 11 11 11 

Mikro varme pumpe (50) 4,8 6000 20 0,02 0,0 0,0 0 0 % 376 % 0 0 0 

Lille varme pumpe (50) 4,8 6000 20 0,02 0,0 0,0 0 0 % 376 % 0 0 0 

Stor varme pumpe (50) 7,6 6000 20 0,01 0,0 0,0 0 0 % 376 % 0 0 0 

Dec FV bio (51) 4,0 6000 20 0,12 0,0 9,0 0 0 % 90 % 80 0 11 

Dec FV træpiller (15) 3,8 6000 20 0,12 0,0 10,0 0 0 % 90 % 80 0 15 

Dec FV halmpiller (51) 4,0 6000 20 0,12 0,0 7,9 0 0 % 90 % 80 80 15 

Dec FV fossil (52) 0,5 6000 20 0,01 0,0 8,8 0 0 % 90 % 63 119 5 

Geoterm. varme (53) 6,4 6000 25 0,10 112,0 0,0 0 0 % 400 % 0 0 0 

Gas/oliefyr (COWI) 0,7 6000 20 0,02 0,0 20,0 0 0 % 95 % 41 12 0 

Husstande VE opv (COWI) 10,0 6000 20 0,10 100,0 46,1 0 0 % 80 % 0 0 0 

Kilder: Teknologikataloget (01-53) og COWI beregninger på anlægsdata fra Energistyrelsen (ENS). 

75

Tabel C-2: Energisektor teknologidata for 2050 

Investering 

Driftstimer 

Levetid 

mDKK/MW h/år år 

Faste 

omk. 

mDKK / 

MW / år 

Var. 

omk. 

DKK / 

MWh 

Br 

trans. 

DKK / 

GJ 

PSO 

tilsk. 

DKK / 

MWh 

El 

virk. 

Varme 

virk. 

NOx 

SO2 

Partikler 

% % ton/GJ ton/GJ kg/GJ 

ENS basis kul kond. (ENS) 9,6 4000 30 0,16 25,0 0,5 0 47 % 0 % 0 0 0 

ENS basis olie kond (ENS) 3,2 1400 30 0,04 16,0 1,7 0 30 % 0 % 0 326 5 

ENS basis gas kond. (ENS) 3,2 4000 30 0,12 20,0 3,1 0 49 % 0 % 0 0 0 

ENS basis kul CKV (ENS) 9,6 4000 30 0,16 25,0 0,5 0 36 % 58 % 40 30 11 

ENS basis gas CKV (ENS) 3,2 4000 30 0,10 26,0 0,5 0 45 % 46 % 0 0 0 

ENS basis gas DKV (ENS) 5,6 4500 30 0,16 25,0 3,1 0 40 % 49 % 0 0 0 

APF kondens (01) 9,6 4000 30 0,13 14,4 0,5 0 51 % 0 % 40 30 11 

APF CCS kondens (01) 14,3 4000 30 0,13 14,4 0,5 0 45 % 0 % 40 30 11 

APF udtag (01) 9,6 4000 30 0,13 14,4 0,5 0 46 % 35 % 40 30 11 

APF CCS udtag (01) 14,3 4000 30 0,13 14,4 0,5 0 40 % 35 % 40 30 11 

Store træ K (03) 9,6 4000 30 0,16 24,0 10,0 0 51 % 0 % 40 26 35 

Store træ K CCS (03) 14,3 4000 30 0,16 24,0 10,0 0 45 % 0 % 40 26 35 

Store bio KV (03) 9,6 4000 30 0,16 24,0 10,9 0 45 % 42 % 40 26 35 

Store halm KV (03) 9,6 4000 30 0,16 24,0 11,8 0 45 % 43 % 40 26 35 

Store træ KV (03) 9,6 4000 30 0,16 24,0 10,0 0 45 % 43 % 40 26 35 

GTCC kondens (07) 3,2 4000 30 0,09 23,2 3,1 0 59 % 0 % 10 0 0 

GTCC CCS kondens (07) 5,1 4000 30 0,09 23,2 3,1 0 53 % 0 % 10 0 0 

GTCC modtryk (07) 3,2 4000 30 0,09 12,0 3,1 0 54 % 33 % 10 0 0 

GTCC CCS modtryk (07) 5,1 4000 30 0,09 12,0 3,1 0 48 % 33 % 10 0 0 

GTCC decentr. (07) 5,6 4500 25 0,08 22,0 7,5 0 45 % 42 % 10 0 0 

DKV gas motor (08) 9,6 4500 22,5 0,00 72,0 7,5 80 40 % 42 % 20 0 3 

DKV dual motor (08) 7,2 4500 22,5 0,00 56,0 7,5 80 44 % 45 % 200 0 6 

Dec. bio, diverse (10) 18,0 4500 20 0,40 112,0 9,0 100 39 % 59 % 100 0 0 

Dec. bio, træflis (10) 18,0 4500 20 0,40 112,0 10,0 100 39 % 59 % 100 0 0 

Dec. bio, halm (10) 18,0 4500 20 0,40 112,0 7,9 100 39 % 59 % 100 0 0 

Central biogas (13) 35,2 8000 20 0,00 240,0 0,0 100 35 % 35 % 0 0 0 

Landvind møller (20) 7,5 2700 20 0,00 23,4 0,0 0 100 % 0 % 0 0 0 

Havvind møller (21) 18,0 4157 20 0,00 27,9 0,0 0 100 % 0 % 0 0 0 

Solcelle PV (22) 7,4 1000 30 0,07 0,0 0,0 100 20 % 0 % 0 0 0 

Bølge kraft (23) 13,3 4800 20 0,00 43,1 0,0 100 100 % 0 % 0 0 0 

Dec. KV affald (05) 40,8 8000 20 1,63 152,0 0,0 100 26 % 73 % 11 11 11 

Mikro varme pumpe (50) 4,8 6000 20 0,02 0,0 0,0 0 0 % 400 % 0 0 0 

Lille varme pumpe (50) 4,8 6000 20 0,02 0,0 0,0 0 0 % 400 % 0 0 0 

Stor varme pumpe (50) 7,6 6000 20 0,01 0,0 0,0 0 0 % 400 % 0 0 0 

Kilde. Teknologikataloget (01-53), COWI beregninger på anlægsdata fra Energistyrelsen (ENS) og IEA.

Bilag D – Teknologidata, transport 

Tabel D-1: Motor teknologiske data for teknologierne i basisfremskrivningen 2020 

og 2050 

Benzin bil + 

vvgn 

Diesel bil + vvgn Lastbiler + busser 

Samf.øk. kørselsomkostning DKK/km 1,20 1,50 4,31 

Enhedsemission g CO2e/km 132 138 637 

Opstrøms enhedsemission g CO2e/km 5,7 5,9 27,0 

Emission i basisfremskrivning mt CO2e 7,0 4,4 4,7 

Transportbehov PJ mek 19,2 14,6 15,3 

Brændstofforbrug PJ 95,8 58,3 63,6 

Afskrivninger DKK/GJ mek 1.570 1.906 1.433 

Faste omkostninger DKK/GJ mek 0 0 0 

Variable omkostninger DKK/GJ mek 1.138 883 200 

Drivmiddelomkostninger DKK/GJ mek 455 342 356 

Distributionsomkostninger DKK/GJ mek 178 106 110 

Opstrøm kvoter DKK/GJ mek 3 3 3 

Årskørsel GJ mek/år 6 10 92 

Årskørsel km/fartøj/år 18.000 21.000 45.000 

Afskrivningsperiode år 13 13 13 

Investeringsomkostning tDKK/fartøj 77 141 1.000 

Faste omkostninger DKK/fartøj/år 0 0 0 

Variable omkostninger DKK/km 0,35 0,35 0,35 

Mekanisk energiforbrug an hjul MJ/km 0,36 0,46 2,05 

Motorvirkningsgrad % 20 % 25 % 24 % 

Tabel D-2: Motor teknologiske data for teknologierne i basisfremskrivningen 2050 

Benzin bil 

+ vvgn 

Diesel bil + 

vvgn 

Lastbiler + 

busser 

Samf.øk. kørselsomkostning DKK/km 1,20 1,50 4,29 

Enhedsemission g CO2e/km 132 138 637 

Opstrøms enhedsemission g CO2e/km 4,7 4,8 22,1 

Emission i basisfremskrivning mt CO2e 8,1 5,0 5,3 

Transportbehov PJ mek 22,2 16,8 17,0 

Brændstofforbrug PJ 111,1 67,2 70,8 

Afskrivninger DKK/GJ mek 1.570 1.906 1.433 

Faste omkostninger DKK/GJ mek 0 0 0 

Variable omkostninger DKK/GJ mek 1.138 883 200 

Drivmiddelomkostninger DKK/GJ mek 443 334 348 

Distributionsomkostninger DKK/GJ mek 178 106 110 

Opstrøm kvoter DKK/GJ mek 5 4 4 

Årskørsel GJ mek/år 6 10 92 

Årskørsel km/fartøj/år 18.000 21.000 45.000 

Afskrivningsperiode år 13 13 13 

Investeringsomkostning tDKK/fartøj 77 141 1.000 

Faste omkostninger DKK/fartøj/år 0 0 0 

Variable omkostninger DKK/km 0,35 0,35 0,35 

Mekanisk energiforbrug an hjul MJ/km 0,36 0,46 2,05 

Motorvirkningsgrad % 20 % 25 % 24 % 

77

Tabel D-2: Motor teknologiske data for de alternative teknologier i biomasse scenarie, 2020. 

Erstatter 

Ethanol biler 

Benzin bil + 

vvgn 

Hybrid biler 

(b) 

Benzin bil + 

vvgn 

El biler 

Benzin bil + 

vvgn 

Hybrid biler 

(d) 

Diesel bil + 

vvgn 

RME biler DME biler 

Basis tekn. kørselsomkostning DKK/km 1,20 1,20 1,20 1,50 1,50 1,50 4,31 4,31 4,31 4,31 

Basis tekn. enhedsemission g CO2e/km 132 132 132 138 138 138 637 637 637 637 

Basis tekn. enhedsemission, opstrøm g CO2e/km 6 6 6 6 6 6 27 27 27 27 

Ersttater med % af basis 10 % 40 % 10 % 20 % 4 % 0 % 0 % 0 % 10 % 0 % 

Transportbehov PJ mek 1,9 7,8 2,1 3,0 0,6 0,0 0,0 0,0 1,5 0,0 

Potentiale mt CO2e 0,6 2,5 0,7 0,8 0,2 0,0 0,0 0,0 0,5 0,0 

DØK reduktionsomkostning DKK/t CO2e 939 917 1.069 1.790 691 0 0 0 190 0 

SØK reduktionsomkostning DKK/t CO2e 939 911 1.063 1.692 689 0 0 0 103 0 

Drift.øk. kørselsomkostning DKK/km 1,31 1,31 1,34 1,72 1,60 1,75 4,74 4,80 4,43 4,61 

Enhedsemission g CO2e/km 20,2 12,1 0,0 15,8 1,1 1,1 5,0 5,2 0,0 0,0 

Opstrøms enhedsemission g CO2e/km 31,5 11,0 15,5 15,7 108,2 23,5 497,9 821,1 204,9 108,1 

Afskrivninger DKK/GJ mek 1.570 1.608 1.638 1.868 1.906 2.333 1.433 1.504 1.576 1.478 

Faste omkostninger DKK/GJ mek 0 666 577 694 0 0 0 0 0 0 

Variable omkostninger DKK/GJ mek 1.138 1.115 1.050 863 883 883 200 200 200 200 

Drivmiddelomkostninger DKK/GJ mek 730 166 174 180 464 432 483 438 364 450 

Distributionsomkostninger DKK/GJ mek 179 16 0 16 143 106 149 115 0 110 

Opstrøm kvoter DKK/GJ mek 18 6 8 7 48 10 50 82 20 11 

Årskørsel GJ mek/år 6 7 7 10 10 10 92 92 92 92 

Årskørsel km/fartøj/år 18.000 18.000 18.000 21.000 21.000 21.000 45.000 45.000 45.000 45.000 

Afskrivningsperiode år 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 

Investeringsomkostning tDKK/fartøj 77 80 87 141 141 172 1.000 1.050 1.100 1.032 

Faste omkostninger DKK/fartøj/år 0 3.760 3.463 5.917 0 0 0 0 0 0 

Variable omkostninger DKK/km 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 

Mekanisk energiforbrug an hjul MJ mek/km 0,36 0,37 0,39 0,47 0,46 0,46 2,05 2,05 2,05 2,05 

Motorvirkningsgrad % 20 % 80 % 90 % 75 % 25 % 25 % 24 % 23 % 48 % 24 % 

Diesel bil + 

vvgn 

Diesel bil + 

vvgn 

RME 

gods/rute 

Lastbiler + 

busser 

Biogas 

gods/rute 

Lastbiler + 

busser 

Brint 

gods/rute 

Lastbiler + 

busser 

DME 

gods/rute 

Lastbiler + 

busser

Tabel D-2: Motor teknologiske data for de alternative teknologier i optimistisk scenarie, 2050 

Erstatter 

Ethanol biler 

Benzin bil + 

vvgn 

Hybrid biler 

(b) 

Benzin bil + 

vvgn 

El biler 

Benzin bil + 

vvgn 

Hybrid biler 

(d) 

Diesel bil + 

vvgn 

RME biler DME biler 

Basis tekn. kørselsomkostning DKK/km 1,21 1,21 1,21 1,51 1,51 1,51 4,35 4,35 4,35 4,35 

Basis tekn. enhedsemission g CO2e/km 132 132 132 138 138 138 637 637 637 637 

Basis tekn. enhedsemission, opstrøm g CO2e/km 4 4 4 4 4 4 19 19 19 19 

Ersttater med % af basis 0 % 60 % 40 % 60 % 3 % 0 % 0 % 0 % 70 % 0 % 

Transportbehov PJ mek 0,0 15,9 11,3 12,2 0,6 0,0 0,0 0,0 13,8 0,0 

Potentiale mt CO2e 0,0 5,2 3,8 3,2 0,2 0,0 0,0 0,0 4,3 0,0 

DØK reduktionsomkostning DKK/t CO2e 0 888 1.056 1.787 611 0 0 0 294 0 

SØK reduktionsomkostning DKK/t CO2e 0 878 1.046 1.626 607 0 0 0 150 0 

Drift.øk. kørselsomkostning DKK/km 1,31 1,32 1,35 1,73 1,60 1,75 4,74 4,79 4,54 4,61 

Enhedsemission g CO2e/km 20,2 12,1 0,0 15,8 1,1 1,1 5,0 5,2 0,0 0,0 

Opstrøms enhedsemission g CO2e/km 24,9 2,1 2,6 2,9 101,7 17,9 468,0 815,8 33,7 82,3 

Afskrivninger DKK/GJ mek 1.570 1.608 1.638 1.868 1.906 2.333 1.433 1.504 1.576 1.478 

Faste omkostninger DKK/GJ mek 0 666 577 694 0 0 0 0 0 0 

Variable omkostninger DKK/GJ mek 1.138 1.115 1.050 863 883 883 200 200 200 200 

Drivmiddelomkostninger DKK/GJ mek 732 189 203 205 464 434 483 438 435 452 

Distributionsomkostninger DKK/GJ mek 179 16 0 16 143 106 149 115 0 110 

Opstrøm kvoter DKK/GJ mek 14 1 1 1 45 8 47 81 3 8 

Årskørsel GJ mek/år 6 7 7 10 10 10 92 92 92 92 

Årskørsel km/fartøj/år 18.000 18.000 18.000 21.000 21.000 21.000 45.000 45.000 45.000 45.000 

Afskrivningsperiode år 13 13 13 13 13 13 13 13 13 13 

Investeringsomkostning tDKK/fartøj 77 80 87 141 141 172 1.000 1.050 1.100 1.032 

Faste omkostninger DKK/fartøj/år 0 3.760 3.463 5.917 0 0 0 0 0 0 

Variable omkostninger DKK/km 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 0,35 

Mekanisk energiforbrug an hjul MJ mek/km 0,36 0,37 0,39 0,47 0,46 0,46 2,05 2,05 2,05 2,05 

Motorvirkningsgrad % 20 % 80 % 90 % 75 % 25 % 25 % 24 % 23 % 48 % 24 % 

Diesel bil + 

vvgn 

Diesel bil + 

vvgn 

RME 

gods/rute 

Lastbiler + 

busser 

Biogas 

gods/rute 

Lastbiler + 

busser 

Brint 

gods/rute 

Lastbiler + 

busser 

DME 

gods/rute 

Lastbiler + 

busser

Bilag E – Beregningsmetode for 

statsfinansielle effekter og skatteforvridning 

Tabel 46 Opgørelsesmetode for omkostningsbestemmelse af teknologiers energiproduktion 

og transportydelser 

Nr Emne Beregning Noter og kilder 

1 Brændselsudgifter Mængde x pris Priser fra ENS forudsætninger 

2a Energiafgift på 

brændsler til varme 

2b Elafgift til elbiler, 

brint og varmepumper 

( Mængde x afgift ) x 

( Varme / Mængde ) / 

AVVG 

Afgifter fra ENS forudsætninger. Den 

afgiftsmæssige varmevirkningsgrad 

(AVVG) for kraftvarme er 125% 

mængde x afgift Lig med generelle elafgift til forbrug 

3 CO2 og SO2 afgift Udledning x afgift Afgift: 10 DKK/kg, (her er kke taget 

højde for bundfradrag) 

4 PSO tilskud Produktion x tilskud Individuelt beregnede tilskud for hver 

teknologi. Tilskud angives med negativ 

værdi 

5 Øvr. variable output Output x var. omk. Kilde: Teknologikataloget (for kraft og 

kraftvarme er output'et MWh kraft, 

ellers PJ varme) 

6 Øvr. variable input Br.input x var. omk. Kilde: Teknologikataloget 

7 Øvr. faste Kapacitet x fast omk. Kilde: Teknologikataloget (for kraft og 

kraftvarme er output'et MWh kraft, 

ellers PJ varme) 

8 Afskrivning Inv. omkostning x 

R / (1-(1+R) -n ) 

9 Driftsøkonomi Sum af post (1) til (8) 

10 Skatter og afgifter Sum af (2), (3) og (4) 

11 Statsfinansiel virkning 

(10) x (1 – godtgørelsesgrad) 

12 Skatteforvridning (11) x skatteforvridningsfaktor 

13 Eksternaliteter Brændselsmængde x 

emissionsfaktorer x skadesomkostninger 

Kilde: Teknologikataloget (levetid n år 

og investeringsomkostning), FM vejledning 

(renten R) 

Godtgørelsesgraden er den andel af 

energiafgifterne som virksomhederne 

kan få godtgjort. 

Skatteforvridningsfaktor er 20 % jf. FM 

vejledning 

Kun SO 2, NO x og partikler. Emissionsfaktorer 

fortrinsvist fra Teknologikataloget, 

dernæst fra ENS "Forudsætninger 

…" 

14 Samfundsøkonomi (9) – (10) + (12) + (13) Målt i faktorpriser 

Noter: SØK er forkortelse for Samfundsøkonomisk. Hvert teknologis klimarelaterede 

emissioner opgøres i CO2 ækvivalenter, dvs. CO2 udledning i tons plus 21 

gange CH4 udledningen i tons plus 310 gange N2O emissionerne i tons.

Bilag F – Enhedsomkostninger og 

potentialer for scenariernes tiltag 

Tabel 47 Tiltag i biomasse scenarium, 2020 

ETS % VE % 

Enheds- 

Kumuleret 

Potentiale 

omkostning potentiale 

% % af BEF DKK/ton Mt Mt 

Varmepumper i husstande 0 % 2,1 % -348 1,1 1,1 

Varmepumpe for FV 50 % 3,6 % -203 1,9 3,0 

Foder CH4 0 % 0,0 % -47 0,5 3,5 

Brint gods/rute 0 % 0,3 % 103 0,5 3,9 

Halm i CKV 100 % 6,1 % 107 4,8 8,7 

Træ i erhverv 50 % 6,8 % 137 4,0 12,7 

Havvind for CKV 100 % 7,1 % 180 5,6 18,3 

Biogas for CKV 100 % 1,8 % 183 1,4 19,7 

Træ i CKV 100 % 0,6 % 209 0,5 20,2 

Havvind for DKV 75 % 0,4 % 361 0,2 20,3 

Biogas for DKV 75 % 2,4 % 366 1,2 21,5 

Færre husdyr 0 % 0,0 % 450 1,8 23,3 

N-norm 0 % 0,0 % 485 0,4 23,7 

N-udnyttelse 0 % 0,0 % 516 0,1 23,9 

N-hæmmer 0 % 0,0 % 650 0,3 24,2 

RME biler 0 % 0,3 % 689 0,2 24,3 

Vådområder 1 0 % 0,0 % 860 0,2 24,5 

Hybrid biler (b) 0 % 3,7 % 911 2,5 27,0 

Ethanol biler 0 % 0,9 % 939 0,6 27,6 

Skovrejsning 0 % 0,0 % 940 1,0 28,7 

El biler 0 % 1,0 % 1063 0,7 29,4 

Vådområder 2 0 % 0,0 % 1630 0,3 29,7 

Hybrid biler (d) 0 % 1,0 % 1692 0,8 30,4 

Staldteknik 0 % 0,0 % 3342 0,2 30,6 

Nordsø energi/flaring 100 % 0,0 % 5250 0,3 30,8

Tabel 48 CCS scenarium, 2020 

ETS % VE % 

Enheds- 

Kumuleret 

Potentiale 





Foder CH4 0 % 0,0 % -47 0,5 3,5 

Halm i erhverv 50 % 4,4 % 55 2,5 6,0 


Rapskage i erhverv 50 % 0,3 % 137 0,2 6,7 

Havvind for kul CKV 100 % 4,8 % 180 3,7 10,4 

Kul CCS for CKV 100 % 0,0 % 242 7,4 17,8 


Biogas for DKV 75 % 2,4 % 366 1,2 19,1 

Færre husdyr 0 % 0,0 % 450 1,8 21,0 

N-norm 0 % 0,0 % 485 0,4 21,4 

N-udnyttelse 0 % 0,0 % 516 0,1 21,5 

N-hæmmer 0 % 0,0 % 650 0,3 21,8 

RME biler 0 % 0,3 % 689 0,2 22,0 

Vådområder 1 0 % 0,0 % 860 0,2 22,1 

Hybrid biler (b) 0 % 3,7 % 905 2,5 24,7 

Skovrejsning 0 % 0,0 % 940 1,0 25,7 

El biler 0 % 1,0 % 1055 0,7 26,4 

Vådområder 2 0 % 0,0 % 1630 0,3 26,7 

Hybrid biler (d) 0 % 1,0 % 1685 0,8 27,5 

Staldteknik 0 % 0,0 % 3342 0,2 27,6 

Nordsø energi/flaring 100 % 0,0 % 5250 0,3 27,9 

Tabel 49 "Hverken-eller" scenarium, 2020 

ETS % VE % 

Enheds- 

Kumuleret 

Potentiale 





Foder CH4 0 % 0,0 % -47 0,5 3,5 

Gas for kul CKV 100 % 0,0 % 52 2,0 5,5 

Halm i erhverv 50 % 4,4 % 55 2,5 8,0 

Brint gods/rute 0 % ### 118 0,5 8,5 

Træ i erhverv 50 % 0,3 % 137 0,2 8,7 



Biogas for DKV 75 % 2,4 % 366 1,2 16,1 

Varmepumpe for CKV 100 % 2,8 % 375 2,2 18,3 

Færre husdyr 0 % 0,0 % 450 1,8 20,1 

N-norm 0 % 0,0 % 485 0,4 20,5 

N-udnyttelse 0 % 0,0 % 516 0,1 20,7 

N-hæmmer 0 % 0,0 % 650 0,3 21,0 

RME biler 0 % 0,2 % 711 0,2 21,1 

Vådområder 1 0 % 0,0 % 860 0,2 21,3 

Hybrid biler (b) 0 % 2,7 % 914 2,5 23,8 

Skovrejsning 0 % 0,0 % 940 1,0 24,9 

El biler 0 % 0,6 % 1068 0,7 25,6 

Vådområder 2 0 % 0,0 % 1630 0,3 25,9 

Hybrid biler (d) 0 % 0,6 % 1698 0,8 26,6 

Staldteknik 0 % 0,0 % 3342 0,2 26,8 

Nordsø energi/flaring 100 % 0,0 % 5250 0,3 27,0 

5

Tabel 50 Pessimistisk scenarium 2050 

ETS % VE % 

Enheds- 

Potentiale 

omkostning 

Kumuleret 

potentiale 




Bølgekraft for DKV 75 % 0,1 % -260 0,0 3,2 

Bølgekraft for CKV 100 % 2,5 % -96 2,2 5,4 

Foder CH4 0 % 0,0 % -47 0,5 5,9 

Halmfyring i erhverv 50 % 3,9 % 62 2,6 8,5 



DME gods/rute 0 % 0,0 % 259 0,0 16,4 

Biogas for DKV 75 % 2,3 % 283 1,3 17,7 

Gaskraft CCS 100 % 0,0 % 357 6,1 23,8 

Kulkraftvarme CCS for CKV 100 % 0,0 % 358 4,6 28,5 

Færre husdyr 0 % 0,0 % 450 1,8 30,3 

N-norm 0 % 0,0 % 485 0,4 30,7 

N-udnyttelse 0 % 0,0 % 516 0,1 30,8 

RME biler 0 % 0,2 % 607 0,2 31,0 

RME gods/rute 0 % 0,0 % 607 0,0 31,0 

N-hæmmer 0 % 0,0 % 650 0,3 31,3 

Biogas gods/rute 0 % 0,0 % 702 0,0 31,3 

Ethanol biler 0 % 0,0 % 844 0,0 31,3 

Vådområder 1 0 % 0,0 % 860 0,2 31,5 

Hybrid biler (b) 0 % 4,3 % 886 3,5 34,9 

Skovrejsning 0 % 0,0 % 940 1,0 35,9 

El biler 0 % 1,1 % 1057 1,0 36,9 

Vådområder 2 0 % 0,0 % 1630 0,3 37,2 

Hybrid biler (d) 0 % 2,4 % 1637 2,1 39,3 

DME biler 0 % 0,0 % 1699 0,0 39,3 

Staldteknik 0 % 0,0 % 3342 0,2 39,4

Tabel 51 Optimistisk scenarium 2050 

ETS % VE % 

Enheds- 

Potentiale 

omkostning 

Kumuleret 

potentiale 




Bølgeenergi 100 % 4,9 % -96 4,2 7,4 

Foder CH4 0 % 0,0 % -47 0,5 7,9 

Halmfyring i erhverv 50 % 3,9 % 62 2,6 10,5 

Flisfyring i erhverv 50 % 4,7 % 91 3,2 13,7 



Biogas for DKV 75 % 2,3 % 283 1,3 24,1 

Gaskraft CCS 100 % 0,0 % 357 5,1 29,2 

Kulkraftvarme CCS for CKV 100 % 0,0 % 358 4,6 33,8 

Færre husdyr 0 % 0,0 % 450 1,8 35,7 

N-norm 0 % 0,0 % 485 0,4 36,1 

N-udnyttelse 0 % 0,0 % 516 0,1 36,2 

RME biler 0 % 0,2 % 607 0,2 36,4 

N-hæmmer 0 % 0,0 % 650 0,3 36,7 

Vådområder 1 0 % 0,0 % 860 0,2 36,8 

Hybrid biler (b) 0 % 6,5 % 878 5,2 42,0 

Skovrejsning 0 % 0,0 % 940 1,0 43,1 

El biler 0 % 4,6 % 1046 3,8 46,9 

Træ CCS for CK 100 % 0,0 % 1141 3,2 50,1 

Hybrid biler (d) 0 % 3,6 % 1626 3,2 53,3 

Vådområder 2 0 % 0,0 % 1630 0,3 53,5 

Staldteknik 0 % 0,0 % 3342 0,2 53,7 

7

552,74 KB - Energistyrelsen

You also want an ePaper? Increase the reach of your titles

Delete template?

Save as template?